ENTSCHEIDUNG DER KOMMISSION
vom 4. Juni 2008
über die staatliche Beihilfe C 41/05 Ungarns mittels langfristiger Strombezugsverträge
(Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2008) 2223)
(Nur der ungarische Text ist verbindlich)
(Text von Bedeutung für den EWR)
(2009/609/EG)
DIE KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN -
gestützt auf den Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft, insbesondere auf Artikel 88 Absatz 2 Unterabsatz 1,
gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe a,
nach Aufforderung der Beteiligten zur Stellungnahme (1) nach Maßgabe der vorerwähnten Vorschriften und unter Berücksichtigung der Stellungnahmen,
in Erwägung nachstehender Gründe:
1. VERFAHREN
(1)
Die Kommission erhielt von den ungarischen Behörden mit Schreiben vom 31. März 2004, registriert am gleichen Tag, gemäß dem Verfahren nach Anhang IV Punkt 3 Nummer 1 Buchstabe c zur Akte über die Bedingungen des Beitritts der Tschechischen Republik, der Republik Estland, der Republik Zypern, der Republik Lettland, der Republik Litauen, der Republik Ungarn, der Republik Malta, der Republik Polen, der Republik Slowenien und der Slowakischen Republik zur Europäischen Union (im Folgenden „Übergangsverfahren“) eine Anmeldung über den Regierungserlass Nr. 183/2002 (VIII.23.) (2). Der angemeldete Regierungserlass sieht einen Ausgleich für Kosten des staatseigenen Stromversorgers, der Magyar Villamos Művek Zrt. (im Folgenden „MVM“), vor. Die Anmeldung wurde von der Kommission unter Aktenzeichen HU 1/2004 - Staatliche Beihilfe eingetragen.
(2)
Im Zusammenhang mit der Maßnahme kam es zwischen den ungarischen Behörden und der Kommission zu mehrmaligem offiziellem Briefwechsel (3). Die Kommission erhielt auch Stellungnahmen von anderen Beteiligten (4). Im Rahmen des Übergangsverfahrens stellte die Kommission fest, dass der ungarische Strommarkt im Wesentlichen von den langfristigen Strombezugsverträgen (Power Purchase Agreements - im Folgenden „PPA“) zwischen MVM und gewissen Stromerzeugern beherrscht wird. Gestützt auf die damals vorliegenden Informationen vermutete die Kommission, dass die PPA rechtswidrige Beihilfeelemente enthalten.
(3)
Die ungarischen Behörden zogen mit Schreiben vom 13. April 2005, registriert am 15. April 2005, die Anmeldung über den Regierungserlass Nr. 183/2002 zurück. Am 4. Mai 2005 legte die Kommission die Beihilfeakte NN 49/2005 in der Sache PPA im Einklang mit der Verordnung (EG) Nr. 659/1999 des Rates vom 22. März 1999 über besondere Vorschriften für die Anwendung von Artikel 93 des EG-Vertrags (5) (im Folgenden „Verfahrensordnung“) von Amts wegen an.
(4)
Mit Schreiben vom 24. Mai 2005 (D/54013) bat die Kommission die ungarischen Behörden um zusätzliche Auskünfte. Die Antwort vom 20. Juli 2005 wurde von der Kommission am 25. Juli 2005 eingetragen. Mit Schreiben vom 28. September 2005, registriert am 30. September 2005, übermittelten die ungarischen Behörden weitere Informationen.
(5)
Die Kommission informierte Ungarn mit Schreiben vom 9. November 2005 über ihre Entscheidung, das Verfahren im Zusammenhang mit den PPA nach Artikel 88 Absatz 2 EG-Vertrag einzuleiten (im Folgenden „Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens“). Die Entscheidung wurde im Amtsblatt der Europäischen Union (6) veröffentlicht.
(6)
Die Kommission erklärte in ihrer Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens, dass sie Zweifel an der Vereinbarkeit der PPA mit dem Gemeinsamen Markt hat. Die Kommission forderte die Beteiligten zur Stellungnahme auf.
(7)
Die ungarischen Behörden baten um eine Fristverlängerung für die Abgabe der Stellungnahme (7), welche von der Kommission genehmigt wurde. Ungarn gab seine Stellungnahme im Zusammenhang mit der Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens am 31. Januar 2006 ab, welche von der Kommission am 1. Februar 2006 registriert wurde.
(8)
Auch die anderen Beteiligten baten um eine Fristverlängerung für die Abgabe ihrer Stellungnahmen (8), welche von der Kommission genehmigt wurde. Die Kommission registrierte die Stellungnahmen von den anderen Beteiligten an den folgenden Tagen: am 11. Januar 2006 die Stellungnahme von MVM, am 20. Januar 2006 die Stellungnahme von einem Beteiligten, der um Nichtbekanntgabe seiner Identität bat, am 20. Januar und am 6. März 2006 die Stellungnahmen von Mátrai Erőmű Rt., am 10. Februar 2006 die Stellungnahme von […] , am 13. und am 14. Februar 2006 die Stellungnahmen von AES-Tisza Erőmű Kft., am 13. Februar 2006 die Stellungnahme von […], am 14. Februar 2006 die Stellungnahmen von Electrabel S.A. und ihrer Tochtergesellschaft Dunamenti Erőmű Rt., am 21. Februar 2006 die Stellungnahme von Budapesti Erőmű Rt. und am 21. Februar 2006 die Stellungnahme von Csepeli Áramtermelő Kft.
(9)
Nachdem die ungarischen Behörden bestätigten, die im Rahmen des Verfahrens von den Beteiligten vorgelegten Informationen vertraulich zu behandeln (10), leitete die Kommission die obigen Stellungnahmen mit Schreiben vom 25. April 2006 an Ungarn weiter.
(10)
Mit Schreiben vom 28. Juni 2006, registriert am 29. Juni 2006, und mit Schreiben vom 24. Juli 2006, registriert am 25. Juli 2006, übermittelten die ungarischen Behörden ihre Kommentare zu den Stellungnahmen der Beteiligten.
(11)
Angesichts der bevorstehenden Änderung der Rechtsnormen betreffend den ungarischen Energiesektor veranlasste Wettbewerbskommissarin Kroes mit Schreiben vom 17. Oktober 2006, gerichtet an Wirtschaftsminister Kóka, die ungarische Regierung, die PPA sowie sämtliche potenziellen Maßnahmen zum Ausgleich im Rahmen der neuen Rechtsnormen im Einklang mit den Rechtsgrundlagen der Gemeinschaft zu regeln.
(12)
Am 19. Dezember 2006 wurde von AES-Tisza eine zusätzliche Stellungnahme eingereicht, in welcher der Beteiligte zahlreiche Elemente des Verfahrens der Kommission beanstandete.
(13)
Mit Schreiben vom 21. November 2006, registriert am 23. November 2006, sowie mit Schreiben vom 15. Januar 2007, registriert am gleichen Tag, ferner auf den Treffen mit der Kommission am 18. Dezember 2006 und am 8. März 2007 bekräftigten die ungarischen Behörden ihr Vorhaben, die Rechtsnormen im Einklang mit der Liberalisierung des Energiesektors zu ändern und gleichzeitig die gegenwärtige Situation auf dem Elektrizitätsbinnenmarkt neu zu regulieren.
(14)
Am 23. April 2007 bat die Kommission Ungarn um weitere Informationen. Zur Antwort vom 5. Juni 2007 gingen bei der Kommission am 6. August 2007 weitere ergänzende Informationen ein.
(15)
Am 4. Mai 2007 informierten die ungarischen Behörden die Kommission über die Aufstellung einer Arbeitskommission, die dazu berufen ist, mit sämtlichen betroffenen Stromerzeugern Verhandlungen über die Aufhebung oder die wesentliche Änderung der PPA zu führen. Am 11. Mai 2007 fasste das Kabinett den Beschluss 2080/2007 (V.11.) über die Regulierung der langfristigen Strombezugsverträge (11), in welchem es die Aufstellung der vorstehend genannten, unter Leitung des Amtes des Ministerpräsidenten tätigen Arbeitskommission zur umgehenden Regulierung der PPA im Einklang mit den Beihilfevorschriften sowie die Einleitung von diesbezüglichen offiziellen Verhandlungen mit den betroffenen Stromerzeugern anordnete. Mit Schreiben vom 3. Juli 2007 informierten die ungarischen Behörden die Kommission über den Stand der ersten Verhandlungen vom Juni 2007.
(16)
Am 2. Juli 2007 wurde, im Zusammenhang mit dem Liberalisierungsprozess, das neue Stromgesetz (12) verkündet, das teils am 15. Oktober 2007, teils am 1. Januar 2008 in Kraft trat. Die ungarischen Behörden informierten die Kommission mit Schreiben vom 25. Juli 2007 über die ersten Erfolge des neuen Stromgesetzes bei der Öffnung des ungarischen Strommarkts. Das neue Gesetz änderte jedoch nicht die PPA zwischen MVM und den in der Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens aufgezählten Stromerzeugern, welche so unverändert in Kraft blieben.
(17)
Die Kommission forderte von den ungarischen Behörden mit Schreiben vom 26. Juli 2007 weitere Auskünfte an.
(18)
Das Schreiben der ungarischen Behörden, in welchem sie um eine zusätzliche Frist für den erfolgreichen Abschluss der Verhandlungen mit den Stromerzeugern baten, wurde von der Kommission am 7. September 2007 registriert.
(19)
Ungarns Antworten auf das Auskunftsersuchen vom 26. Juli 2007 wurden von der Kommission am 24. September 2007 und am 31. Oktober 2007 registriert.
(20)
Am 14. Dezember 2007 übermittelte die Kommission den ungarischen Behörden ein Erinnerungsschreiben nach Artikel 5 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 659/1999, in welchem sie die angeforderten, jedoch unvollständig erteilten Auskünfte bezeichnete. Die ungarischen Behörden antworteten mit Schreiben vom 16. Januar 2008.
(21)
Die ungarischen Behörden gaben vor, die von der Kommission angeforderten Auskünfte nicht vollständig vorlegen zu können, weil Dunamenti Erőmű und AES-Tisza Erőmű die verlangten Auskünfte nicht erteilten.
(22)
Am 15. Februar 2008 forderte die Kommission Ungarn durch Entscheidung, in der Anordnung zur Auskunftserteilung auf, die in der Entscheidung bezeichneten Auskünfte innerhalb von 15 Tagen zu erteilen.
(23)
Mit Schreiben vom 27. Februar 2008 übermittelte Dunamenti Erőmű die Kopie seiner Antworten auf die von den ungarischen Behörden angeforderten Auskünfte. In dem Schreiben begründete Dunamenti Erőmű, warum es die von ihm verlangten Auskünfte nicht erteilen kann. Die ungarischen Behörden antworteten mit Schreiben vom 4. März und 13. März 2008. Die ungarischen Behörden schlossen ihrer Antwort, auf ausdrücklichen Wunsch von Dunamenti Erőmű, die von Dunamenti Erőmű an das Finanzministerium bzw. an die Ungarische Energiebehörde gerichteten Schreiben vom 14. Mai 2007, vom 21. August 2007, vom 13. September 2007, vom 7. Dezember 2007, vom 14. Januar 2008 und vom 20. Februar 2008 bei. Die ungarischen Behörden hatten der Kommission die Kopie dieser Schreiben (13) bis zum jetzigen Zeitpunkt nicht zugestellt, jedoch die darin enthaltenen, von ihnen für relevant befundenen Informationen im Rahmen des Verfahrens in ihre Antworten eingefügt.
(24)
Aus der Antwort der ungarischen Behörden geht hervor, dass AES-Tisza Erőmű ihnen keinerlei Auskünfte erteilte. Mit Schreiben per Telefax vom 10. März 2008 teilte AES-Tisza Erőmű Kommissarin Kroes mit, dass den ungarischen Behörden sämtliche, von der Kommission angeforderten Auskünfte bereits zur Verfügung ständen.
(25)
Mit Schreiben vom 13. März 2008 erteilten die ungarischen Behörden der Kommission auf der Grundlage der ihnen zur Verfügung stehenden Informationen Auskünfte betreffend die Fragen in Kapitel III Absatz 1 Buchstaben a-d Anordnung zur Auskunftserteilung. Auf die Frage in Kapitel III Absatz 1 Buchstabe e der Anordnung zur Auskunftserteilung wurden in Verbindung mit den Investitionen der beiden vorstehend genannten Stromerzeuger jedoch keine ergänzenden Auskünfte erteilt
(26)
Seit der Eintragung der Anmeldung HU1/2004 bezog sich der Informationsaustausch überwiegend auf die Auslegung und die konkrete Anwendung der Mitteilung der Kommission über die Methode für die Analyse staatlicher Beihilfen in Verbindung mit verlorenen Kosten (im Folgenden „Methode“) (14). Die im Rahmen des Verfahrens vorgelegten Dokumente ließen darauf schließen, dass die ungarischen Behörden ein staatliches Beihilfesystem zum Ausgleich für verlorene Kosten einführen wollen, deren Analyse in der vorliegenden Entscheidung hätte enthalten sein können. Demnach führten die Kommission und die ungarischen Behörden im Laufe dieses Verfahrens sachliche Gespräche über diejenigen Beihilfesystemelemente, welche Ungarn annehmen würde, damit dieses System der Methode entspricht.
(27)
Trotz technischer Rücksprachen über die möglichen künftigen Beihilfemechanismen haben die ungarischen Behörden der Kommission - bis zum Zeitpunkt dieser Entscheidung - keinen, von der ungarischen Regierung bestätigten Beihilfemechanismus vorgelegt. Mit Schreiben vom 13. März 2008 bekräftigten die ungarischen Behörden ausdrücklich, dass sie den Stromerzeugern derzeit keinen Ausgleich für verlorene Kosten gewähren wollen. Sie hielten sich hingegen ausdrücklich das Recht vor, bestimmten Stromerzeugern in einer späteren Etappe einen derartigen Ausgleich zu zahlen.
(28)
Die Kommission forderte mit Schreiben vom 7. April 2008 von den ungarischen Behörden die Bestätigung bestimmter Angaben an. Die ungarischen Behörden erteilten die verlangten Auskünfte mit Schreiben vom 22. April 2008.
(29)
Mit Schreiben vom 20. Mai 2008 setzten die ungarischen Behörden die Kommission davon in Kenntnis, dass die Parteien die PPA von Paksi Atomerőmű mit Wirkung vom 31. März 2008 aufhoben. Zwar unterzeichneten Csepeli Áramtermelő Kft. und Pannonpower Holding Rt. im April 2008 Vereinbarungen zur Aufhebung ihrer PPA, das Inkrafttreten diese Vereinbarung hängt zum Zeitpunkt der vorliegenden Entscheidung noch von der Bewilligung der Aktionäre bzw. der Kreditinstitute ab.
(30)
Die Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens wurde von Budapesti Erőmű Rt. mit Einbringung seiner Klage vom 3. März 2006, registriert unter Aktenzeichen T-80/06, vor dem Gericht erster Instanz angefochten. Am 6. Juni 2006 beantragte Csepeli Áramtermelő Kft., sich in das Verfahren, unter Befürwortung des Anliegens von Budapesti Erőmű, als Intervenient einschalten zu dürfen, was das Gericht mit Beschluss vom 11. März 2008 genehmigte.
(31)
Überdies sind vor dem Washingtoner Internationalen Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten (International Centre for Settlement of Investment Disputes, ICSID) zwei internationale Schiedsverfahren gegen die Republik Ungarn anhängig, welche von den Stromerzeugern […] S.A. und […] - Aktionäre von im Rahmen der PPA tätigen Kraftwerken in Ungarn - eingeleitet worden sind. Die Verfahren beruhen auf Investitionsschutz-Bestimmungen nach dem Vertrag über die Energiecharta.
2. BESCHREIBUNG DER MASSNAHME
(32)
Auf dem ungarischen Elektrizitätsbinnenmarkt war vom 31. Dezember 1991 bis zum 31. Dezember 2002 ein einziger öffentlicher Versorgungsgroßhändler („Single Buyer“-Modell), die Magyar Villamos Művek (im Folgenden „MVM“) tätig. MVM ist eine zu 99,9 % staatseigene Gesellschaft, ihre Tätigkeiten sind Erzeugung, Großhandel, Übertragung und Weiterverkauf von Strom. Im Rahmen des „Single Buyer“-Modells konnten die Stromerzeuger den Strom nur unmittelbar an MVM verkaufen (ausgenommen, wenn MVM darauf zugunsten des regionalen Elektrizitätsversorgungsunternehmens verzichtete), und allein MVM war berechtigt, die regionalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen mit Strom zu versorgen. Nach Gesetz Nr. XLVIII vom Jahre 1994 über die elektrische Energie (im Folgenden „Stromgesetz I“) war MVM verpflichtet, Ungarns Versorgungssicherheit im Energiebereich zu den niedrigsten Preisen zu gewährleisten.
(33)
Am 1. Januar 2003 trat das Gesetz Nr. CX vom Jahre 2001 über die elektrische Energie in Kraft (im Folgenden „Stromgesetz II“, welches das Stromgesetz I ersetzt). Das Hybridmodell des ungarischen elektrischen Energiesystems blieb bis zum 1. Januar 2008 in Kraft, d. h. bis zum Inkrafttreten des Gesetzes Nr. LXXXVI vom Jahre 2007 (im Folgenden „Stromgesetz III“, welches das Stromgesetz II ersetzt). Dieses Hybridmodell bestand aus einem regulierten Segment (im Folgenden „öffentlicher Sektor“) und einem offenen Segment (im Folgenden „Wettbewerbssektor“) und die zugelassenen Kunden (deren Kreis sich allmählich erweiterte) waren berechtigt, in den Wettbewerbssektor überzutreten. Im öffentlichen Sektor blieb MVM auch des Weiteren der einzige Versorgungsgroßhändler, im Wettbewerbssektor hingegen erschienen auch andere Händler. Das Stromgesetz III schaffte den öffentlichen Sektor ab, behielt aber betreffend die Haushaltskunden und einige Nicht-Haushalts-Kunden - nach Maßgabe der zweiten Elektrizitäts-Richtlinie (15) - die Gewährleistung der Grundversorgung und die Erfüllung gemeinwirtschaftlicher Verpflichtungen bei.
(34)
Nach Stromgesetz I war MVM verpflichtet, Erhebungen in Bezug den Elektrizitätsgesamtbedarf des Landes durchzuführen und alle zwei Jahre einen „Landesweiten Kraftwerkbauplan“ zu erstellen. Dieser Plan musste zur Annahme der Regierung und dem Parlament vorgelegt werden.
(35)
Wie aus dem Stromgesetz I und den Beiträgen der ungarischen Regierung (16) hervorgeht, waren Mitte der 90er Jahre die dringlichsten Zielsetzungen Ungarns im Energiebereich die Gewährleistung der Versorgungssicherheit zu den niedrigsten Preisen, die Modernisierung der Stromerzeugungsinfrastruktur, unter besonderer Beachtung der jeweiligen Umweltschutzvorschriften, sowie die Umstrukturierung des Stromversorgungssektors. Um diese Ziele zu erreichen, schlossen sie langfristige Strombezugsverträge mit ausländischen Stromerzeugern ab, die bereit waren, in Ungarn in den Bau und die Modernisierung von Kraftwerken zu investieren. Die einzelnen PPA wurden einerseits von den Kraftwerken, andererseits von MVM unterfertigt.
(36)
Die PPA zwischen MVM und den einzelnen Kraftwerken (17) schafften ein ausgeglichenes Erzeugungsportfolio, und MVM konnte seiner Verpflichtung zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit nachkommen. Im Rahmen der PPA konnte MVM sowohl die Grundlast-Nachfrage (mit Kohlekraftwerken und Atomkraftwerk) als auch die Spitzenlast-Nachfrage (mit Gaskraftwerken) befriedigen.
(37)
Nach den PPA sind die Stromerzeuger für die Wartung und den Betrieb der Erzeugungsanlagen verantwortlich. In den PPA wird die Gesamtheit oder der größte Teil der Erzeugungskapazität der Kraftwerke (MW) für MVM gebucht. Die gebuchte Kapazität ist unabhängig von der effektiven Auslastung des Kraftwerks. MVM muss - über die gebuchte Kapazität hinaus - von jedem im Rahmen der PPA tätigen Kraftwerk eine bestimmte Mindestmenge an elektrischer Energie (MWh) kaufen (feste Abnahmemenge).
(38)
Einige PPA schreiben für Kraftwerke, welche die technischen Erfordernisse erfüllen, so genannte „Systemleistungen“ (18) vor. Leistungen dieser Art bietet MVM dem Systemkoordinator und Übertragungsnetzbetreiber MAVIR an.
(39)
Die im Zeitraum von 1995 bis 1996 abgeschlossenen PPA (sieben von zehn geprüften PPA) unterzeichneten die Parteien im Rahmen der Vorbereitungen für die Privatisierung der Kraftwerke. Die PPA befolgten ein Vertragsmuster, welches die ungarische Regierung von einer internationalen Rechtsanwaltkanzlei erstellen ließ. Diese PPA wurden nicht im Rahmen einer Ausschreibung unterfertigt. Die Privatisierung der Kraftwerke hingegen ging im Rahmen einer Ausschreibung vonstatten. Die (vor der Privatisierung unterfertigten) PPA waren Bestandteile der Verträge über die Privatisierung. Nach Abschluss der Privatisierung wurde ein Teil dieser Verträge (insbesondere Verträge mit den Kraftwerken Mátrai Erőmű, Tiszai Erőmű und Dunamenti Erőmű) von den Parteien teilweise geändert.
(40)
Der in 1997 mit Csepeli Áramtermelő Kft. abgeschlossene PPA befolgte ein anderes Vertragsmuster. Auch dieser Vertrag wurde ohne Ausschreibung abgeschlossen und war ebenfalls mit der Privatisierung des Kraftwerks verbunden.
(41)
Der PPA von Újpesti Erőmű (eines der drei Kraftwerke von Budapest) wurde in 1997 mit Budapesti Erőmű unterzeichnet, ebenfalls ohne Ausschreibung.
(42)
Lediglich den PPA mit Kispesti Erőmű (ein anderes - veraltetes - Kraftwerk von Budapesti Erőmű, welches zu dieser Zeit im Grunde genommen umgebaut wurde) unterfertigten die Parteien in 2001 im Rahmen einer Ausschreibung.
(43)
Im Zeitraum von 2000 bis 2004 deckten die in den PPA gebuchten Kapazitäten annähernd 80 % der gesamten ungarischen Stromnachfrage (MW). Von 2005 bis zum Zeitpunkt der vorliegenden Entscheidung bewegte sich dieser Anteil zwischen 60 und 70 Prozent. Dieser Anteil würde sich zwischen 2011 und 2024 durch der Aufhebung der PPA voraussichtlich allmählich verringern (19).
(44)
Zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union (am 1. Mai 2004) waren zehn von den nahezu zwanzig - zwischen 1995 und 2001 unterzeichneten - PPA immer noch in Kraft.
(45)
Die vorliegende Entscheidung betrifft nur diejenigen PPA, welche am 1. Mai 2004 in Kraft waren. Folglich gilt die Entscheidung nicht für PPA, welche vor dem genannten Zeitpunkt erloschen. Obgleich einzelne PPA von den Parteien im April 2008 freiwillig aufgehoben worden sind (vgl. Erwägungsgrund 28), erstreckt sich diese Entscheidung auch auf diese PPA, und prüft deren staatlichen Beihilfecharakter sowie deren Vereinbarkeit mit dem gemeinsamen Markt im Zeitraum zwischen dem 1. Mai 2004 und dem Zeitpunkt ihres Erlöschens (April 2008).
(46)
Die nachstehende Tabelle bezeichnet die unter die Geltung dieser Entscheidung fallenden, im Rahmen von PPA tätigen Kraftwerke. Die angegebene Dauer der PPA ist die in den PPA ursprünglich vereinbarte Frist.
Tabelle 1
Überblick über die Erzeuger, die Mehrheitseigentümer und die Dauer der PPA
Name des Stromerzeugers
Mehrheitseigentümer-Gruppe
Im Rahmen von PPA tätige Kraftwerke
Dauer der PPA
Budapesti Erőmű Rt.
EDF
Kelenföldi Erőmű
1996-2011
Újpesti Erőmű
1997-2021
Kispesti Erőmű
2001-2024
Dunamenti Erőmű Rt.
Electrabel
Dunamenti Blöcke F
1995-2010
(unterfertigt in 1995, in Kraft getreten in 1996)
Dunamenti Block G2
1995-2015
(unterfertigt in 1995, in Kraft getreten in 1996)
Mátrai Erőmű Rt.
RWE
Mátrai Erőmű
1995-2022
(ursprüngliche Dauer bis 2015, in 2005 verlängert bis 2022)
AES-Tisza Erőmű Kft.
AES
Tisza II Erőmű
1995-2016
(unterfertigt in 1995, in Kraft getreten in 1996)
(…)
Csepeli Áramtermelő Kft.
ATEL
Csepel II Erőmű
1997-2020
(unterfertigt in 1997, in Kraft getreten in 2000)
Paksi Atomerőmű Rt.
MVM
Paksi Atomerőmű
1995-2017 (20)
(unterfertigt in 1995, in Kraft getreten in 1996)
Pannonpower Holding Rt.
Dalkia
Pécsi Erőmű
1995-2010
(unterfertigt in 1995, in Kraft getreten in 1996)
(47)
Nach Kabinettsbeschluss Nr. 1074/1995 (VIII.4.) über die Preisregelung der elektrischen Energie müssen ab dem 1. Januar 1997 (in der so genannten ersten Preisregelungsperiode) „die Großhandels- und die Endverbraucherpreise außer den gerechtfertigten Betriebskosten auch 8 % Kapitalrendite enthalten“. Die Regierung gewährleistete so eine 8 %ige Kapitalrückgewinnung für die im Rahmen der PPA tätigen Stromerzeuger.
(48)
Ab dem 1. Januar 2001 (ab dem Beginn der zweiten Preisregelungsperiode) enthielten die regulierten Tarife einen 9,8 %igen Ertrag der Gesamtaktiva für die Stromerzeuger. Die Erhöhung des Prozents bedeutete nicht notwendigerweise die Veränderung der tatsächlichen Summen, weil die Grundlagen der beiden Quoten unterschiedlich waren (die Bemessungsgrundlage der ersten Quote war das Eigenkapital, die der zweiten Quote die Gesamtaktiva). Die Preise spiegelten die Entwicklung der Inflation wider.
(49)
Für die Stromerzeuger blieben die regulierten Tarife bis zum 31. Dezember 2003 in Kraft.
(50)
Während der Preisregelung analysierte die Ungarische Energiebehörde die Kostenstruktur jedes einzelnen Stromerzeugers und setzte den Strompreis für den Verkauf an MVM so fest, dass dieser die garantierte Gewinnspanne gewährleistete.
(51)
Die wichtigsten Kostenpunkte auf der Liste der Kosten, welche durch den genannten Preisbildungsmechanismus gedeckt sind, waren die Folgenden (21):
- Fixe Kosten: Abschreibungen, Versicherung, bestimmte feste Wartungs- und Betriebskosten, Kreditzinsen, Kosten für Rekultivierung, Steuern, Personalkosten, Kosten für Umweltschutz, Einzahlungen in den Zentralen Nuklearfonds im Fall des Kernkraftwerks und außerordentliche Aufwendungen;
- Variable Kosten: Brennstoffkosten.
(52)
Aufgabe der Ungarischen Energiebehörde war es, zu kontrollieren, ob es sich bei den gedeckten Kosten um tatsächlich entstandene und gerechtfertigte Ausgaben handelte.
(53)
Die regulierten Tarife setzten die Preise der PPA außer Kraft.
(54)
Ab dem 1. Januar 2004 bestimmte die Preisformel der PPA die Preise. Der genaue Inhalt der Preisformeln wurde von MVM und den Stromerzeugern im Rahmen der Jahrespreisbesprechungen ausgemacht.
(55)
Die Preisformel der PPA ist außerordentlich kompliziert, baut sich jedoch nach den gleichen Grundsätzen auf wie die vor Januar 2004 angewandte Methodik der Ungarischen Energiebehörde. Nach dem Schreiben der ungarischen Behörden (22) wurde die Anlage über die Preisbildung der PPA unter Anwendung von Formeln und Definitionen des vorstehend genannten Kabinettsbeschlusses Nr. 1074/1995 über die Preisregelung der elektrischen Energie erstellt. (Nach dem vorstehend genannten Schreiben „hat der Vertrag die im Kabinettsbeschluss angegebenen Formeln und Definitionen quasi übernommen“.) Demzufolge basieren die Preisbildungsmechanismen der PPA - ähnlich wie der Preismechanismus der regulierten Tarife - auf den Kategorien der gerechtfertigten Kosten.
(56)
Alle PPA enthalten zweierlei Entgeltelemente, zum einen das Kapazitätsentgelt (oder Verfügbarkeitsentgelt) für die gebuchte Kapazität (MW), welches die fixen Kosten und den Gewinn (Kapitalkosten) deckt, zum anderen das Energieentgelt zur Deckung der variablen Kosten. In den einzelnen PPA wurden weitere verschiedene Entgelte festgesetzt. Bei diesen Entgelten handelt es sich je nach PPA um Auszahlungen nach Bonus-Malus-Regelungen, welche die Stromerzeuger zum kosteneffizienten Betrieb veranlassen, sowie um Zuschläge, welche den Stromerzeugern im Fall von Reservehaltung, Modifizierung des Wartungszeitplans auf Antrag von MVM, Leistungssteigerung bei Bedarfspitzen bzw. Lastminimierung bei Grundlast usw. zustehen. Die periodische (jährliche, vierteljährliche, monatliche) Modifizierung des Kapazitätsentgelts hängt von vielen Faktoren ab, wie zum Beispiel von der Retrofit-Investitionsaktivierung, von den verschiedenen Zinskategorien, Devisenkursen und Inflationsindexen usw. Das Kapazitätsentgelt bzw. die Zuschläge decken auch die Systemdienstleistungen (falls die betreffenden PPA solche enthalten). Die Energieentgelte sind im Wesentlichen mit den Kosten für Brennstoff und mit dem spezifischen Brennstoffwärmeverbrauch verbunden, und basieren auf dem Prinzip der Abwälzung (pass-through) von variablen Kosten.
(57)
Es muss erwähnt werden, dass die Kategorien der gedeckten Kosten, die in der Preisregelung vor dem 1. Januar 2004 festgelegt sind, mit den Kategorien der PPA nicht in jedem Fall übereinstimmten. Aus dem Schreiben Ungarns (23) geht hervor, dass zum Beispiel die Kapazitätsentgelte von […] und von Dunamenti Erőmű nach den PPA höher waren als nach der Preisregelung. Die Ursache dafür ist die Tatsache, dass die PPA das Retrofit berücksichtigten, was zu höheren fixen Kosten führte. Diese höheren fixen Kosten machten sich in den Kapazitätsentgelten der PPA, die höher waren als die Kapazitätsentgelte nach der Preisregelung, (dem sukzessiven Retrofit folgend) allmählich bemerkbar. Resultierend aus den beiderseitigen Verhandlungen zwischen MVM und den Stromerzeugern sind zwischen den Preisen nach Preisregelung und den Preisen nach PPA auch andere Unterschiede wahrnehmbar.
(58)
Trotz dieser Unterschiede bekräftigten einzelne, im Rahmen der PPA tätige Stromerzeuger mit Beiträgen Ungarns vom 20. Oktober 2004 und vom 20. Juli 2005, dass die Preiskalkulationsmethode sowie diejenigen Kostenkategorien, die nach Ende der Preisregelungsphase angewandt wurden, der Methode und den Kategorien der Ungarischen Energiebehörde in hohem Maße ähnelten.
(59)
Die nach den PPA - nach dem 1. Januar 2004 - angewandten Preise basierten auf diese Weise auch weiterhin auf der Berechnung der gerechtfertigten (fixen und variablen) Kosten zuzüglich des Gewinns.
(60)
Aus dem Vorangehenden folgt, dass die Preise, obgleich die Preisregelung am 31. Dezember 2003 aufgehoben wurde, faktisch nicht liberalisiert wurden, weil der Erzeugerpreis des Stroms auf der Grundlage der PPA auch weiterhin von dem Grundsatz der Kapitalrendite bestimmt wurde (24).
(61)
Am 6. Februar 2006 verabschiedete das ungarische Parlament das Gesetz Nr. XXXV vom Jahre 2006 (25), und stellte dadurch die behördliche Preisregelung im Rahmen der PPA, in Bezug auf den Verkauf von elektrischer Energie an MVM wieder her. Die erste neue Preisverordnung trat am 9. Dezember 2006 in Kraft. Von diesem Zeitpunkt an setzte die Preisregelung der Regierung die Preisformeln der PPA ungefähr auf ein Jahr (bis zum 31. Dezember 2007) abermals außer Kraft.
(62)
Das Stromgesetz III hob - im Zusammenhang mit der Liberalisierung des Elektrizitätsmarkts - die regulierten Tarife sowie das Hybridmodell, in dem ein öffentlicher Sektor und ein Wettbewerbssektor existierten, mit Wirkung vom 1. Januar 2008 auf.
(63)
Folglich wird der Preis für den Strom, welcher von den Stromerzeugern an MVM verkauft wird, mit Wirkung vom 1. Januar 2008 aufs Neue von den Preisformeln der PPA festgesetzt. Die diesen Preisformeln zugrunde liegenden Grundsätze haben sich seit ihrer letzten Anwendung nicht verändert, diese folgen also den gleichen Grundsätzen wie im Zeitraum zwischen dem 1. Januar 2004 und dem 8. Dezember 2006 (vgl. Erwägungsgründe 54-59).
(64)
Demnach wird die Preisbildung der Stromerzeuger im Rahmen der PPA auch weiterhin von dem Grundsatz der Kapitalrendite gesteuert.
(65)
Die Erzeugungskapazität der betreffenden Kraftwerke wird in den PPA teils oder vollständig für MVM gebucht.
Tabelle 2
Ungarns inländische Erzeugungskapazität (MW) (26)
(MW)
Kapazität
2004
2005
2006
2007
Installierte Kapazität (27)
8 777
8 595
8 691
8 986
Verfügbare konstante Kapazität (28)
8 117
8 189
8 097
8 391
Nutzbare Kapazität (29)
7 252
7 792
7 186
7 945
Spitzenlast des ungarischen Elektrizitätssystems
6 356
6 409
6 432
6 605
Tabelle 3
Erzeugungskapazitäten der Kraftwerke im Rahmen der PPA (30)
(MW)
Kraftwerk
Kapazität
2004
2005
2006
2007
Kelenföld
Nutzbare Kapazität
90,1
97,6
97,2
78,0
Vertragswert der verfügbaren Durchschnittskapazität (31)
83,3
89,8
89,4
71,9
Újpest
Nutzbare Kapazität
106,3
106,1
106,2
106,0
Vertragswert der verfügbaren Durchschnittskapazität
99
98,8
98,9
98,7
Kispest
Nutzbare Kapazität
46,1
110,2
110,2
109,6
Vertragswert der verfügbaren Durchschnittskapazität
43
102,6
102,6
102,3
Dunamenti F
Nutzbare Kapazität
1 020
1 020
1 020
1 020
Vertragswert der verfügbaren Durchschnittskapazität
928,2
923,1
923,1
923,1
Dunamenti G2
Nutzbare Kapazität
187,6
223,1
223,1
223,7
Vertragswert der verfügbaren Durchschnittskapazität
178,4
212,4
212,4
213
AES-Tisza
Nutzbare Kapazität
638,0
824,7
824,7
824,7
Vertragswert der verfügbaren Durchschnittskapazität
[…] (32)
[…] (33)
[…] (33)
[…] (33)
Csepeli
Nutzbare Kapazität
348,9
331
355
349,5
Vertragswert der verfügbaren Durchschnittskapazität
323
307
329
324
Pannon
Nutzbare Kapazität
25,9
25,9
25,9
25,9
Vertragswert der verfügbaren Durchschnittskapazität
20,1
20,1
20,1
20,1
Mátrai
Nutzbare Kapazität
593
552
552
552
Vertragswert der verfügbaren Durchschnittskapazität
496
460
460
460
Paks
Nutzbare Kapazität
1 597
1 596
1 596
1 596
Vertragswert der verfügbaren Durchschnittskapazität
1 486
1 486
1 485
1 485
Nutzbare Gesamtkapazität der Kraftwerke im Rahmen der PPA
4 652,0
4 886,6
4 910,3
4 885,4
Vertragswert der verfügbaren Durchschnittskapazität, insgesamt
[…] (34)
[…] (35)
[…] (36)
[…] (37)
(66)
Aus den obigen Angaben geht hervor, dass MVM im Rahmen der PPA im Bewertungszeitraum annähernd 60 % der nutzbaren ungarischen Kapazität deckte. Unter Berücksichtigung der effektiv nutzbaren Kapazität sowie des Eigenverbrauchs ist dieser Anteil höher.
(67)
Anhand der obigen Tabellen ist auch feststellbar, ob die PPA die gesamte oder einen Großteil der Erzeugungskapazität der Kraftwerke für MVM buchen.
(68)
MVM bezahlt ein Verfügbarkeitsentgelt für die gebuchte Kapazität (vgl. Erwägungsgrund 56), unabhängig von der tatsächlich gekauften Strommenge.
(69)
Ungarns Importkapazität beträgt 1 000-1 300 MW. Von der Importkapazität sind für MVM etwa 600 MW in anderen langfristigen Verträgen gebucht.
(70)
Wenn MVM von der gebuchten Kapazität tatsächlich Gebrauch macht und von den Stromerzeugern elektrische Energie kauft, dann bezahlt es für die abgenommene Energie ein Energieentgelt (vgl. Erwägungsgrund 56).
(71)
Die PPA garantieren jedem einzelnen Stromerzeuger die Abnahme einer bestimmten Strommenge.
(72)
In Ungarn bewegt sich die inländische jährliche Stromerzeugung zwischen 32 und 36 TWh (= 32-36 000 000 GWh).
Tabelle 4
Erzeugte elektrische Energie nach den PPA (38)
(GWh)
Kraftwerk
Erzeugte elektrische Energie
2004
2005
2006
2007
Budapesti
(inkl. Kelenföldi, Újpesti und Kispesti erőmű)
Gesamte Stromerzeugung
1 228
1 510
1 643
1 742
Eigenbedarf des Kraftwerks
87
89
91
84
Garantierte Abnahme
Kelenföld:
(…)
Újpest:
(…)
Kispest:
(…)
Kelenföld:
(…)
Újpest:
(…)
Kispest:
(…)
Kelenföld:
(…)
Újpest:
(…)
Kispest:
(…)
Kelenföld:
(…)
Újpest:
(…)
Kispest:
(…)
Effektive Abnahme
939
1 302
1 451
1 538
Dunamenti (39) (F + G2)
Gesamte Stromerzeugung
4 622
3 842
3 450
4 300
Eigenbedarf des Kraftwerks
174
148
147
188
Garantierte Abnahme
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
Effektive Abnahme
4 232
2 888
2 495
3 296
AES-Tisza
Gesamte Stromerzeugung
1 621
1 504
1 913
2 100
Eigenbedarf des Kraftwerks
96
97
117
116
Garantierte Abnahme
(…)
(…)
(…)
(…)
Effektive Abnahme
1 525
1 407
1 796
1 984
Csepeli
Gesamte Stromerzeugung
1 711
1 764
1 710
2 220
Eigenbedarf des Kraftwerks
48
49
48
53
Garantierte Abnahme
(…)
(…)
(…)
(…)
Effektive Abnahme
1 662
1 715
1 661
2 166
Pannon (39)
Gesamte Stromerzeugung
673
266
237
232
Eigenbedarf des Kraftwerks
116
52
34
29
Garantierte Abnahme
(…)
(…)
(…)
(…)
Effektive Abnahme
361
206
203
203
Mátrai (39)
Gesamte Stromerzeugung
5 688
5 698
5 621
6 170
Eigenbedarf des Kraftwerks
675
670
667
710
Garantierte Abnahme
(…)
(…)
(…)
(…)
Effektive Abnahme
3 730
3 762
3 587
4 082
Paksi
Gesamte Stromerzeugung
11 915
13 833
13 460
14 677
Eigenbedarf des Kraftwerks
750
821
800
848
Garantierte Abnahme
(…)
(…)
(…)
(…)
Effektive Abnahme
11 112
13 012
12 661
13 828
(73)
Die feste Strommenge ist diejenige Menge, welche MVM jedes Jahr abnehmen muss, unabhängig vom tatsächlichen Marktbedarf. Nimmt MVM die festgesetzte Mindestmenge nicht ab, müssen die Kosten für Brennstoff (im Fall von Dunamenti Erőmű, Kelenföld Erőmű, Pécs Erőmű und von […] Erőmű) sowie sämtliche Kosten oder Ausgleiche, die beim Erzeuger aufgrund von Brennstoff-Lieferverträgen entstanden, (im Fall von Csepeli Áramtermelő Kft.) bzw. sämtliche belegte Kosten (im Fall von Kispesti Erőmű und Újpesti Erőmű) von MVM erstattet werden.
3. GRÜNDE FÜR DIE EINLEITUNG DES VERFAHRENS
3.1 Die PPA
(74)
Die Kommission ist in ihrer Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens zu der ersten Schlussfolgerung gekommen, dass die PPA denjenigen Stromerzeugern, mit denen die PPA abgeschlossen worden sind, eine staatliche Beihilfe gemäß Artikel 87 Absatz 1 gewähren.
(75)
Die Kommission ist der Ansicht, dass die PPA nach Anhang IV Punkt 3 Nummer 1 Buchstabe c zur Beitrittsakte (40) auch nach dem Beitritt anzuwendende Maßnahmen sind und nicht als bestehende Beihilfen gelten. Die PPA fallen nämlich nicht unter die Beihilfemaßnahmen, die aufgrund der Vorschriften der Beitrittsakte nach dem Beitritt als bestehende Beihilfen im Sinne von Artikel 88 Absatz 1 EG-Vertrag anzusehen sind.
(76)
Erstens trat keiner der PPA vor dem 10. Dezember 1994 in Kraft. Zweitens ist keiner der PPA in dem Verzeichnis über die bestehenden Beihilfen zu Anhang IV der Beitrittsakte angegeben. Drittens wurden die PPA bei der Kommission nicht im Rahmen des so genannten „Übergangsverfahrens“ angemeldet.
(77)
Die Kommission war der Ansicht, dass die garantierte Kapitalrendite und die zugesicherten hohen Preise der PPA den Stromerzeugern, mit denen ein PPA abgeschlossen wurde, einen wirtschaftlichen Vorteil gegenüber anderen Stromerzeugern, mit denen kein PPA abgeschlossen wurde, sowie gegenüber eventuellen neuen Marktteilnehmern, ferner gegenüber anderen vergleichbaren Wirtschaftszweigen verschafft haben, in denen den Marktteilnehmern solche langfristigen Verträge nicht angeboten wurden. Die Kommission vertritt deshalb vorerst den Standpunkt, dass die Maßnahme den genannten Stromerzeugern einen selektiven Vorteil gewährt.
(78)
Die Kommission stellte auch fest, dass die Strommärkte für den freien Wettbewerb geöffnet wurden und Strom zwischen den Mitgliedstaaten insbesondere seit Inkrafttreten der Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (41) gehandelt wird. Maßnahmen, die Energie erzeugende Unternehmen in einem Mitgliedstaat begünstigen, können daher die Fähigkeit von Unternehmen aus anderen Mitgliedstaaten beschränken, Strom in den erstgenannten Staat zu exportieren, oder den Export von Strom in die letztgenannten Staaten begünstigen.
(79)
Die Kommission war auch der Ansicht, dass dieser Vorteil aus staatlichen Mitteln gewährt wurde, da der Abschluss der PPA eine staatliche Politik war, die durch den staatseigenen Netzbetreiber MVM durchgeführt wurde. Nach ständiger Rechtsprechung des Gerichtshofs der Europäischen Gemeinschaften (im Folgenden „Gerichtshof“) sind die Mittel als staatliche Mittel im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag anzusehen, wenn ein staatliches Unternehmen seine Mittel in einer Weise verwendet, die dem Staat zuzurechnen ist (42).
(80)
Die Kommission stellt daher vorläufig fest, dass die PPA staatliche Beihilfen im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag an die Stromerzeuger darstellen, und diese Beihilfemaßnahmen im Sinne von Anhang IV Punkt 3 Nummer 1 Buchstabe c zur Beitrittsakte „weiterhin anzuwendende“ Maßnahmen sind.
(81)
Die Kommission hielt fest, dass die Methodik der Kommission die Grundlage für die Prüfung der staatlichen Beihilfen an die Stromerzeuger ist. Gestützt auf die zum Zeitpunkt der Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens vorliegenden Unterlagen hatte die Kommission Zweifel an der Vereinbarkeit der PPA mit den Kriterien der Methodik.
(82)
Erstens hatte die Kommission Zweifel, dass das Prinzip der PPA, die ein Hindernis für den freien Wettbewerb darstellen, mit den grundlegenden Zielen der Methodik vereinbar ist, welche die Liberalisierung des Sektors dadurch beschleunigen soll, dass sie etablierten Unternehmen, die im Wettbewerb zu neuen, ungleichen Bedingungen zu bestehen haben, einen fairen Ausgleich gewährt.
(83)
Zweitens hatte die Kommission Zweifel, dass das in den PPA enthaltene Beihilfeelement mit den Kriterien der Methodik für die Berechnung beihilfefähiger verlorener Kosten und für die Ermittlung des Ausgleichs vereinbar ist.
3.2 Regierungserlass Nr. 183/2002 (VIII.23) über die verlorenen Kosten
(84)
Damit MVM ihren Verpflichtungen nach den PPA nachkommen und zugleich die Preise für den Weiterverkauf von Strom im öffentlichen Sektor auf dem Niveau der freien Marktpreise halten kann, sah der Regierungserlass Nr. 183/2002 (VIII. 23.) vor, MVM unter gegebenen Umständen einen Ausgleich zu zahlen.
(85)
Die ungarischen Behörden sahen den genannten Ausgleich in ihrer ursprünglichen Anmeldung (HU 1/2004, welche sie am 13. April 2005 zurückzogen) als eine staatliche Beihilfe für MVM an.
(86)
Die Kommission kam in ihrer Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens hingegen zu der Erkenntnis, dass der Ausgleich nicht als eine staatliche Beihilfe für MVM angesehen werden kann, weil der Betrag, der aufgrund des Regierungserlasses Nr. 183/2002 (VIII.23) gezahlt wurde, ein Teilbetrag des Bezugspreises ist, den MVM an die Stromerzeuger im Rahmen der PPA bezahlte, und so Bestandteil desjenigen Vorteils ist, der den Stromerzeugern im Rahmen der PPA verschafft wird.
(87)
Die Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens leitet ein förmliches Verfahren deswegen nur betreffend die PPA und nicht betreffend den Regierungserlass Nr. 183/2002 (VIII.23) ein.
4. UNGARNS STELLUNGNAHMEN IM ZUSAMMENHANG MIT DER ENTSCHEIDUNG ÜBER DIE EINLEITUNG DES VERFAHRENS
(88)
Ungarn war der Ansicht, dass die einzelne Beurteilung der PPA - in Anbetracht der unterschiedlichen Vertragsbedingungen - gerechtfertigt sei.
(89)
Ungarn ist betreffend die Liberalisierung des ungarischen Elektrizitätsmarkts der Ansicht, dass die Öffnung des Marktes für diejenigen Verbraucher, die den freien Markt wählten, erfolgreich war (d. h. dem europäischen Durchschnitt entsprach). Ungarn kam zu der Schlussfolgerung, dass die PPA die Verbraucher bei der Wahl des freien Marktes nicht behinderten. Derartige Hindernisse seien vielmehr in Ungarns unzureichender grenzüberschreitender Kapazität bzw. in den daraus resultierenden hohen Preisen zu suchen.
(90)
Überdies vertrat Ungarn den Standpunkt, dass die lange Laufzeit der PPA an sich keinen Wettbewerbsvorteil für die Stromerzeuger darstellen könne, weil die langfristigen Verträge im Elektrizitätssektor sowohl in Europa als auch auf anderen Kontinenten gang und gäbe seien.
(91)
Im Zusammenhang mit dem Referenzpreis, bezeichnet in der Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens, legten die ungarischen Behörden dar, dass die Kommission bei der Referenzpreisbildung Ungarns regionale Eigenheiten sowie die steigenden Brennstoffpreise der vergangenen Jahre beachten müsste.
(92)
In Verbindung mit den neuen Teilnehmern des Elektrizitätsmarktes teilte Ungarn der Kommission mit, dass es seit dem 1. Mai 2004 (d. h. seit Ungarns Beitritt zur Europäischen Union und seit Beginn der Liberalisierung des Energiemarktes) keinen neuen Teilnehmer auf dem Elektrizitätsmarkt gab. Die ungarischen Behörden wiesen auf die Zeitaufwendigkeit derartiger Investitionen sowie darauf hin, dass es - deswegen - sehr unwahrscheinlich sei, dass irgendeine Investition vor 2011 funktionstüchtig werden würde.
(93)
Schließlich bestätigte Ungarn, als Antwort auf die Zweifel der Kommission bezüglich der Vereinbarkeit der PPA mit Punkt 4.6. der Methodik, den Unternehmen, die in den Genuss der PPA gelangten und Gegenstand des Prüfverfahrens sind, keine Rettungs- und Umstrukturierungsbeihilfen zu gewähren.
5. STELLUNGNAHMEN DER BETEILIGTEN
(94)
Nach der Veröffentlichung der Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens (vom 21. Dezember 2005) und innerhalb der einschlägigen Frist (in den meisten Fällen nach der auf Antrag der Beteiligten von der Kommission genehmigten Fristverlängerung) erhielt die Kommission Stellungnahmen
-
von den Stromerzeugern AES-Tisza Erőmű Kft., Budapesti Erőmű Rt., Csepeli Áramtermelő Kft., Dunamenti Erőmű Rt. und dessen Hauptaktionär Electrabel S.A. und Mátrai Erőmű Rt.;
-
von den folgenden finanzierenden Banken: […] Bank, Vertreterin der zwölf Banken, die der Csepeli Áramtermelő Kft. Anleihen gewährten, sowie […] Bank, die Vertreterin der neun Banken, die der AES-Tisza Erőmű Kft. Anleihen gewährten;
-
von MVM sowie
-
von einem Beteiligten, der um Nichtbekanntgabe seiner Identität bat.
(95)
Ein Großteil der Stellungnahmen, welche der Kommission von den Beteiligten vorgelegt worden sind, beruhen auf ein und derselben Argumentation. Aus diesem Grund hat die Kommission die Stellungnahmen der einzelnen Beteiligten, statt einzelner Bekanntmachung, in die nachstehenden allgemeinen Kategorien gruppiert (siehe unten stehende Punkte 5.1-5.7).
5.1 Stellungnahmen zur individuellen Beurteilung der PPA
(96)
Der Stromerzeuger Mátrai Erőmű und ein anderer Beteiligter, der um Nichtbekanntgabe seiner Identität bat, waren generell der Ansicht, dass die Kommission die einzelnen PPA wegen der unterschiedlichen Inhalte individuell bewerten sollte. Andere Stromerzeuger baten - unausgesprochen - um die individuelle Beurteilung, indem sie der Kommission Details bezüglich konkreter Bedingungen ihrer eigenen PPA zur Verfügung stellten.
5.2 Stellungnahmen zum Vorliegen einer staatlichen Beihilfe
(97)
Die Stromerzeuger AES-Tisza Erőmű, Budapesti Erőmű, Csepeli Áramtermelő Kft. und Dunamenti Erőmű legten in ihrer Argumentation dar, dass die Kommission die Kriterien des Vorliegens einer staatlichen Beihilfe zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA aufgrund der damaligen Marktbedingungen prüfen sollte. Dieses Erfordernis wird in einigen Stellungnahmen ausdrücklich betont, andere Stellungnahmen hingegen bezogen sich darauf nur indirekt, indem sie im Laufe der Prüfung des Vorliegens einer staatlichen Beihilfe auf die Umstände der Unterzeichnung der PPA hinweisen. In diesem Zusammenhang beriefen sich die Beteiligten auf die Rechtsprechung des Gerichtshofs (43).
i) Ungeeigneter Referenzpreis, Preise ohne Vorteil
(98)
Sämtliche Stromerzeuger sind der Ansicht, dass die PPA keinen wirtschaftlichen Vorteil darstellen.
(99)
Den vorläufigen Feststellungen der Kommission, dass die Preise in den PPA höher sind als die Marktpreise, begegneten sie kritisch.
(100)
Nach ihrer Argumentation ist der in anderen Entscheidungen angewandte, in der Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens angerufene Preis von 36 EUR/MWh nicht der richtige Referenzpreis für das vorliegende Verfahren, weil er aus einem völlig anderen geografischen und zeitlichen Umfeld stammt. Nach ihrer Ansicht müssen bei der Preisanalyse die zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA bestehenden Umstände beachtet werden. Sie heben hervor, dass die Preise, die aufgrund langfristiger Verträge gebildet werden, immer niedriger sein werden als die Spotmarktpreise. Darüber hinaus argumentieren die Spitzenlastkraftwerke auch damit, dass ihre Preise mit dem Preis der Normallastprodukte nicht vergleichbar sind. Die meisten von ihnen schlagen vor, dass die Kommission die rasant steigenden Brennstoffpreise der vergangenen Jahre beachten sollte.
(101)
Viele Stromerzeuger behaupten, dass die tatsächliche Umschlagsquote den in der Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens bezeichneten Prozentsatz nicht erreicht.
(102)
Sie betonten auch, dass die Stromerzeuger im Rahmen der PPA (entgegen den suggestiven Ausführungen in der Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens) bedeutenden Risiken ausgesetzt sind, bei denen es sich überwiegend um Ausführungs-, Regulierungs-, Umweltschutz-, Wartungs- bzw. Steuer- und Finanzrisiken handelt. Die Preisregelung wurde von ihnen als ein wichtiger Risikofaktor im Bereich der Regulierung bezeichnet. Dass MVM einen Großteil der Erzeugerkapazität für sich beansprucht, stellt nach ihrer Ansicht einen Nachteil für die Stromerzeuger dar, weil sie diese Kapazitäten auf diese Weise nicht zur Erzeugung von elektrischer Energie für andere potenzielle Verbraucher nutzen können. Überdies schrieben die PPA eindeutige Verpflichtungen für die Stromerzeuger vor, deren Nichteinhaltung mit niedrigeren Auszahlungen bzw. Schadenersatzleistungen verbunden sei.
(103)
Der Stromerzeuger […] signalisierte, dass ein Vorteil der PPA für Ungarn die zuverlässigen Lieferungen von Ausgleichsenergie waren, welche nur die Stromerzeuger […] und Dunamenti Erőmű erbringen konnten. Nach der Argumentation dieses Stromerzeugers hätte er sich ohne die PPA nicht am Markt beteiligt und diese Leistungen nicht angeboten.
(104)
Mátrai Erőmű meinte, dass er seine konkurrenzfähigen Preise seinen eigenen Kohlebergwerken und seinen deswegen niedrigen Abbaukosten zu verdanken habe. Wie er behauptete, seien seine Preise sogar noch niedriger als die des Weiterverkäufers MVM, im Gegensatz zu den Preisen anderer PPA.
ii) Privatisierungspreis
(105)
Der Stromerzeuger Dunamenti Erőmű behauptet, dass ihm im Rahmen der PPA kein Vorteil verschafft wurde, weil er im Zuge der Privatisierung seiner Kraftwerke den Marktpreis bezahlte, und seine Rechte und Pflichten im Rahmen der PPA im Verkaufspreis berücksichtigt wurden. Das heißt, dass er den Gegenwert der PPA (und des damit eventuell verbundenen Vorteils) als Teil des Privatisierungspreises bezahlte.
iii) Prinzip des Privatinvestors
(106)
Nach Ansicht der Stromerzeuger Budapesti Erőmű, AES-Tisza Erőmű, Mátrai Erőmű und Csepeli Áramtermelő Kft. spiegelten die PPA die zum Zeitpunkt ihrer Unterzeichnung bestehenden Marktbedingungen sowohl betreffend MVM als auch betreffend die Stromerzeuger wider. Nach ihrer Argumentation hätte sich in der Situation der MVM (d. h. als einziger, zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit gesetzlich verpflichteter Käufer) jeder private Wirtschaftsteilnehmer für den Abschluss der PPA entschieden. Nach ihrer Ansicht übersteigt der wirtschaftliche „Vorteil“ der PPA für die Stromerzeuger nicht das Niveau, welches als gewöhnlicher wirtschaftlicher Vorteil eines Markteilnehmers im Rahmen einer beliebigen geschäftlichen Vereinbarung angesehen werden kann. Zum Zeitpunkt ihrer Unterzeichnung waren die PPA mit den gewöhnlichen Marktbedingungen in dem betreffenden Sektor durchaus vereinbar. Überdies repräsentieren die PPA die gewöhnliche Geschäftsmethode sowie die handelsübliche Form des Risikoausgleichs und des Risikomanagements.
(107)
Die PPA waren die einzige Methode zur Realisierung der Investitionen, die den Erfordernissen des ungarischen Elektrizitätssektors Genüge leisten (insbesondere in Hinsicht auf die Modernisierung des gesamten Systems, den Umweltschutz und die Versorgungssicherheit). Die Anwendung des Prinzips des Privatinvestors müsste zur Berücksichtigung dieser Erfordernisse führen, die hingegen nur im Rahmen der PPA erfüllbar waren. Die Beteiligten machen darauf aufmerksam, dass die PPA im Sinne des Vorstehenden Investitions- und Verfügbarkeitsverpflichtungen für die Stromerzeuger vorschreiben.
iv) Gemeinwirtschaftliche Dienstleistung
(108)
Nach Ansicht von Budapesti Erőmű und Csepeli Áramtermelő Kft. erbringen die Stromerzeuger im Rahmen der PPA gemeinwirtschaftliche Dienstleistungen. Nach ihren Stellungnahmen stellen die PPA ein Instrument für MVM dar, mit dessen Hilfe es seiner Verpflichtung in Bezug auf die Versorgungssicherheit nachkommen könne. Folglich würden die PPA die Erfüllung dieser gemeinwirtschaftlichen Verpflichtung sicherstellen. Nach den Argumenten von Budapesti Erőmű kann dies auch so gesehen werden, dass eigentlich der Stromerzeuger Budapesti Erőmű der gemeinwirtschaftlichen Verpflichtung nachkommen muss, welche die PPA für ihn vorschreiben. Beide Beteiligten berufen sich auf die Entscheidung der Kommission in der Beihilfe N 45/2003 (Irland) vom 16. Dezember 2003 (44), in welcher die Kommission anerkannte, dass die Errichtung neuer Elektrizitätserzeugungskapazitäten für die Versorgungssicherheit als gemeinwirtschaftliche Verpflichtung anzusehen ist.
(109)
Die Beteiligten vertreten den Standpunkt, dass die staatliche Beihilfe im Rahmen der PPA - sofern sie vorliegt - ähnlich wie in der irischen Beihilfe, die vier verbundenen Voraussetzungen in dem Urteil des Gerichtshofs in der Rechtssache C-280/00 (im Folgenden „Rs. Altmark“) (45) erfüllt.
(110)
Erstens geht aus den ungarischen Stromgesetzen hervor, dass MVM mit der Erfüllung zahlreicher gemeinwirtschaftlicher Verpflichtungen betraut war, wie z. B. Gewährleistung der Versorgungssicherheit zu den niedrigsten Preisen, Umweltschutz und Effizienz. Also sind die gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen von MVM in dem Gesetz klar definiert und die PPA übertragen die Gewährung dieser gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen auf die Stromerzeuger.
(111)
Zweitens wurde die Höhe des Ausgleichs von den Regierungserlassen über die Preise und von den Preisformeln der PPA im Voraus festgesetzt. Der Ausgleich konnte also anhand von objektiven und transparenten Parametern berechnet werden.
(112)
Drittens sind die Ausgleiche im Rahmen der PPA nicht höher als die Kosten der Erfüllung der gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen. Die PPA sind strikt kostenbasiert und die Gewinnspanne überschreitet nicht die gewöhnlichen Gewinnspannen des Markts. Dies gewährleistet - nach den Argumenten von Budapesti Erőmű - die Tatsache, dass seine PPA im Rahmen einer öffentlichen und transparenten Ausschreibung abgeschlossen wurden. Die Kraftwerke wurden an denjenigen Wettbewerber verkauft, der das höchste Angebot stellte und den besten Geschäftsplan vorlegte. Aus dem offenen Verfahren resultiert, dass der im Rahmen der PPA gewährte Ausgleich die Kosten der Erfüllung der gemeinwirtschaftlichen Verpflichtung und den angemessenen Gewinn nicht überschreiten kann.
(113)
Viertens wurden nach den Argumenten von Budapesti Erőmű alle von ihm unterzeichneten PPA im Rahmen einer öffentlichen und transparenten Ausschreibung abgeschlossen, entweder als integraler Bestandteil des Privatisierungspakets oder eigenständig. Nach Aussage von Csepeli Áramszolgáltató Kft. beschränkt sich der Ausgleich, obwohl das Kraftwerk nicht im Rahmen einer öffentlichen und transparenten Ausschreibung ausgewählt wurde, auf die Kostendeckung und die Gewährleistung eines angemessenen Gewinns, weil der Preisbildungsmechanismus verhindert, dass der Ausgleich höher ist als die Kosten der Erfüllung der gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen.
(114)
Im Sinne der vorstehenden Stellungnahmen stellen die Beteiligten fest, dass die PPA die vier Voraussetzungen, welche in dem Urteil in der Rs. Altmark angeführt sind, erfüllen, und deshalb nicht als staatliche Beihilfen nach Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag gelten.
(115)
Ferner hebt Budapesti Erőmű hervor, dass die PPA nach Artikel 86 Absatz 2 EG-Vertrag auch dann als vereinbar mit dem Gemeinsamen Markt qualifiziert werden könnten, wenn diese nach Ansicht der Kommission die vier Voraussetzungen in dem Urteil in Rs. Altmark nicht erfüllen. Nach Ansicht des Beteiligten kann der Einfluss, den seine PPA auf die vermeintliche Abschottung des ungarischen Elektrizitätsmarkts haben, außer Acht gelassen werden, weil seine PPA nur 3 % des ungarischen Stromverbrauchs decken. Überdies wäre die Steigerung des Stromimports zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA - aus technischen Gründen - auch im Übrigen nicht möglich gewesen. Folglich können seine PPA den Handel nicht beeinträchtigen. Der Beteiligte hebt in seinen Stellungnahmen die Wichtigkeit der Fernwärmeversorgung nach der Technologie Kraft-Wärme-Kopplung (im Folgenden „kombinierte Energieerzeugung“) hervor, die den Energie- und Umweltschutzzielen der Europäischen Union entspricht.
(116)
Der Stromerzeuger Mátrai Erőmű erklärte, dass er verpflichtet war, eine bestimmte Mindestkapazität für MVM abzurufen, um die Energieversorgung auf dem ungarischen Markt unter Nutzung der einheimischen Kohleressourcen zu gewährleisten. Nach seiner Argumentation ist - im Einklang mit Artikel 11 Absatz 4 Elektrizitätsrichtlinie (46) - die staatliche Beihilfe als vereinbar mit dem Gemeinsamen Markt anzusehen, sofern sie aus Gründen der Versorgungssicherheit eine solche Elektrizitätserzeugung finanziert, die einheimische Primärenergieträger - in diesem Fall Inlandskohle - einsetzt.
v) Lange Laufzeit ohne Vorteile
(117)
Nach Ansicht von Csepeli Áramtermelő Kft., Mátrai Erőmű und Budapesti Erőmű ist die lange Laufzeit an sich noch nicht als Vorteil anzusehen. Csepeli Áramtermelő Kft. legte dar, dass im Rahmen von langfristigen Verträgen beide Teile für die Sicherheit bezahlen, welche die langfristigen Angebote gewähren. Die Stromerzeuger akzeptieren, dass sie niedrigere Preise anbieten müssen als die Spotmarktpreise, sie akzeptieren auch, dass der Vertragspreis für sie verbindlich ist, egal wie hoch der Spotmarktpreis auch sein möge, ferner akzeptieren sie auch, dass sie ihre Kapazität während der gesamten Laufzeit des Vertrags für eine einzige Gesellschaft buchen müssen. Aufgrund dessen vertreten sie den Standpunkt, dass die langfristigen Verträge die Wirtschaftsrisiken und -chancen für beide Teile ausgleichen und nicht eindeutig als Vorteil anzusehen sind.
(118)
Aufgrund der vorstehenden Argumente kamen sämtliche Stromerzeuger zu dem Schluss, dass die PPA ihnen keinen wirtschaftlichen Vorteil verschaffen, und deshalb nicht als staatliche Beihilfen nach Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag anzusehen sind.
(119)
Nach Ansicht von AES-Tisza Erőmű gewähren die PPA keinen selektiven Vorteil. Der Beteiligte beruft sich darauf, dass langfristige Verträge im gesamten Elektrizitätssektor bestehen, welche nicht nur zwischen den Erzeugern und MVM, sondern zwischen MVM und den Elektrizitätsversorgungsunternehmen, zwischen den Brennstofflieferanten und den Stromerzeugern sowie im Fall von Stromimport abgeschlossen wurden. Das Stromgesetz I (1994) und der Regierungserlass Nr. 34/1995 schreiben den Abschluss von langfristigen Strombezugsverträgen zwischen Stromerzeugern und MVM ausdrücklich vor, denn nur so kann ihnen eine Bau- und Betriebgenehmigung zugesichert werden. Daher haben sämtliche Stromerzeuger mit MVM Vertrag geschlossen, und einzig die Kraftwerke, die bei der Elektrizitätserzeugung erneuerbare Energieträger einsetzen und nach dem Prinzip der kombinierten Energieerzeugung arbeiten, konnten kurzfristigere Verträge abschließen, weil diese Erzeuger über andere rechtliche Garantien verfügen (z. B. verbindliche Abnahme).
(120)
Nach Aussage von Mátrai Erőmű ist als staatliche Beihilfe im Rahmen der PPA lediglich der Preis anzusehen. Die Laufzeit und die festen Abnahmemengen sind keine staatlichen Beihilfen, weil diese Faktoren, wenn sie denn einen Vorteil darstellen würden, auch dann keine staatlichen Mittel zuführen. Der Beteiligte kommt zu dem Schluss, dass seine PPA wegen der außerordentlich konkurrenzfähigen Preise von Mátrai Erőmű (vgl. obiger Buchstabe i) keinerlei staatliche Beihilfeelemente enthalten.
(121)
Nach der Argumentation von AES-Tisza werden die Preise in den PPA nicht vom Staat, sondern von den Vertragspartnern der PPA festgesetzt. AES-Tisza Erőmű beanstandete die Beurteilung derjenigen Frage in der Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens, welche sich darauf bezog, ob die Mittel in einer Weise verwendet wurden, die dem Staat zuzurechnen ist, dahingehend, dass die Entscheidung die Zurechenbarkeit zum Staat nur hinsichtlich der Unterzeichnung der PPA und nicht aus der Sicht der Preisbildung prüft, während nach Ansicht der Kommission der Wettbewerbsvorteil doch durch die vorteilhaften Preise gewährt wird. Im Zeitraum nach der zentralen Preisregelung (d. h. nach Januar 2004, mit Ausnahme des Jahres 2007) werden die Preise aufgrund von Verhandlungen zwischen MVM und den Stromerzeugern geregelt und sind nicht dem Staat zuzurechnen.
(122)
AES-Tisza Erőmű, Budapesti Erőmű und Csepeli Erőmű bestreiten die Verfälschung des Wettbewerbs durch die PPA und ihren allfälligen Einfluss auf den innergemeinschaftlichen Handel.
(123)
Erstens behaupten die vorstehend genannten Beteiligten, dass auch dieses Kriterium zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA geprüft werden müsste, denn zu dieser Zeit war Ungarn nicht Mitglied der Europäischen Union, und die Liberalisierung des Elektrizitätsmarkts hatte noch nicht begonnen, folglich konnten die PPA den Wettbewerb auf dem Gemeinsamen Markt nicht verfälschen.
(124)
Zweitens werden der innergemeinschaftliche Wettbewerb und Handel - nach ihrer Ansicht - außer den PPA auch von anderen Faktoren beeinflusst. Nämlich wäre Ungarns grenzüberschreitende Kapazität der Hauptfaktor, der den Handel zwischen Ungarn und anderen Ländern beeinflussen kann. Diese grenzüberschreitenden Kapazitäten sind gänzlich ausgelastet. Der Elektrizitätshandel ist also offensichtlich wegen der unzureichenden grenzüberschreitenden Kapazitäten und nicht wegen der PPA beschränkt. Nach ihrer Argumentation bilden die Rechtsvorschriften den anderen Faktor, der den innergemeinschaftlichen Handel beeinflusst. Im Übrigen sind die heimischen Stromerzeuger aufgrund der ungarischen Rechtsvorschriften nicht berechtigt, Elektrizität direkt ins Ausland zu verkaufen.
(125)
Nach Aussage von Csepeli Erőmű hat sein Vertrag keinen effektiven Einfluss auf den innergemeinschaftlichen Handel, weil sein Strom ausschließlich in Ungarn gehandelt wird.
(126)
Nach seiner Aussage wurde der ungarische Elektrizitätsmarkt für den Wettbewerb, im Einklang mit den Verpflichtungen gegenüber der Europäischen Union, schrittweise geöffnet. Ein Großteil der Verbraucher ist sehr bald in den Wettbewerbssektor übergetreten. Nach den Stellungnahmen sind diejenigen Gründe, welche die neuen Marktteilnehmer darin hindern, in den ungarischen Elektrizitätsmarkt einzutreten, bzw. ihre Marktpräsenz zu erweitern, nicht in den PPA, sondern in der Unberechenbarkeit der Renditen zu suchen. Nach der Argumentation von Csepeli Erőmű wurden in Ungarn in den vergangenen Jahren nur dann Kraftwerke gebaut, wenn der Staat die Stabilität und die Berechenbarkeit der Rentabilität der Investitionen in Form von langfristigen Verträgen oder fester Abnahme gewährleistete, bzw. wenn die durch die vertikal integrierte Verteilung entstandene Nachfrage die Nutzung der neuen Kapazitäten garantierte. Jedenfalls würden die bestehenden PPA den Zugang neuer Marktteilnehmer nicht beschränken.
(127)
Ein weiteres Argument ist, dass auf dem ungarischen Markt keine Nachfrage nach zusätzlichen Kapazitäten besteht. Dies würde diejenige Tatsache bestätigen, dass ein Großteil der Kapazitäten, die auf den Elektrizitätsauktionen von MVM angeboten wurden, keinen Absatz fand.
5.3 Anwendbarkeit nach dem Beitritt
(128)
Diese Stellungnahmen wurden von Budapesti Erőmű vorgelegt.
(129)
Aufgrund der Argumentation von Budapesti Erőmű sind die PPA nicht als nach Anhang IV Punkt 3 Nummer 1 Buchstabe c der Beitrittsakte „auch nach dem Beitritt anzuwendende“ Maßnahme anzusehen.
(130)
Der Beteiligte erläuterte, dass die Kommission nicht befugt ist, die vor dem Beitritt rechtmäßig erlassenen Beihilfemaßnahmen nach dem Beitritt zu revidieren, weil das gegen das Prinzip des Rückwirkungsverbots verstoßen würde. Die Beihilfevorschriften sind erst zum Zeitpunkt des Beitritts anzuwenden, deshalb sind nur die Maßnahmen als auch nach dem Beitritt anzuwendende Maßnahmen anzusehen, die anschließend daran zusätzliche Begünstigungen gewähren. Nach ihrer Argumentation gewährten die PPA nach dem Beitritt keine zusätzlichen Vorteile, da deren Preisformeln vor dem Beitritt festgelegt worden sind und die finanzielle Beteiligung des Staates somit vor dem Beitritt in vollem Maße bekannt war.
5.4 Bestehende Beihilfe
(131)
Diese Argumente wurden von Budapesti, Csepeli, AES-Tisza und Mátrai erőmű, sowie von der […] Bank vorgelegt.
(132)
Die Beteiligten legen dar, dass die PPA im Sinne von Punkt 3 Nummer 1 Buchstabe c Beitrittsakte auch dann als bestehende Beihilfen anzusehen sind, wenn sie akzeptieren würden, dass die PPA nach Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag als staatliche Beihilfe gelten. Sie sind der Ansicht, dass die Kommission innerhalb der 3-monatigen Frist nach Beitrittsakte keine Einwände gegen die Maßnahme erhoben hat. Die ungarischen Behörden meldeten die Maßnahme am 31. März 2004 an, und die Kommission reagierte - nach gewissem Informationsaustausch - innerhalb von 3 Monaten nicht auf das Schreiben der ungarischen Behörden vom 19. Oktober 2004, und schloss dadurch aus, dass die Maßnahme als „neue Beihilfe“ anzusehen ist.
(133)
Ferner ist Budapesti Erőmű der Ansicht, dass die Qualifizierung einer vor dem Beitritt zugesprochenen und auch nach dem Beitritt bestehenden Beihilfe als „neue Beihilfe“ oder als „bestehende Beihilfe“ nicht ausschließlich auf die Ausführungen in Anhang IV der Beitrittsakte gegründet werden kann. Nach Ansicht von Budapesti Erőmű muss eine Maßnahme, welche nach Anhang IV der Beitrittsakte nicht als bestehende Beihilfe gilt, auch noch nach Artikel 1 Buchstabe b Ziffern ii-v Verordnung (EG) Nr. 659/1999 geprüft werden.
(134)
Der Beteiligte hebt hervor, dass die PPA nach Artikel 1 Buchstabe b Ziffer v Verordnung (EG) Nr. 659/1999 des Rates als „bestehende Beihilfe“ anzusehen sind. Seiner Ansicht nach ist der letzte Satz in Artikel 1 Buchstabe b Ziffer v Verordnung (EG) Nr. 659/1999 aus drei Gründen für die PPA nicht anwendbar.
(135)
Erstens hat der Gerichtshof in der Rechtssache Alzetta Mauro (47) festgestellt, dass eine Beihilfe, die eingangs auf einem geschlossenen, vor der Liberalisierung stehenden Markt gewährt wurde, nach der Liberalisierung als bestehende Beihilfe anzusehen ist. Nach Ansicht des Beteiligten gründet dieses Urteil unmittelbar auf der Auslegung von Artikel 88 Absatz 1 EG-Vertrag und hat demzufolge, nach der Hierarchie der Rechtsquellen, Vorrang gegenüber der Verordnung (EG) Nr. 659/1999.
(136)
Zweitens sind, unter Beachtung dessen, dass die Verordnung (EG) Nr. 659/1999 zum Zeitpunkt der Liberalisierung des Elektrizitätsmarkts nach Richtlinie 96/92/EG bzw. zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA noch nicht in Kraft war, nicht die Bestimmungen der Verordnung (EG) Nr. 659/1999, sondern die Regeln nach dem Urteil in der Rechtssache Alzetta Mauro anzuwenden.
(137)
Drittens folgt aus dem Vergleich der verschiedenen Kategorien nach Artikel 1 Buchstabe b Verordnung (EG) Nr. 659/1999, dass Artikel 1 Buchstabe b Ziffer v nur die staatlichen Beihilferegelungen berührt, die Einzelbeihilfen sind nicht ausdrücklich bezeichnet.
(138)
AES-Tisza Erőmű ist wiederum der Ansicht, dass, wenn die PPA als neue Beihilfe anzusehen sind, eine derartige Definition auf Artikel 1 Buchstabe b Ziffer v Verordnung (EG) Nr. 659/1999 zu gründen ist.
5.5 Die Kommission ist nicht befugt, die rechtmäßig abgeschlossenen privatrechtlichen Verträge („pacta sunt servanda“) außer Kraft zu setzen - Rechtsunsicherheit
(139)
Diese Argumente wurden von Budapesti erőmű und AES-Tisza erőmű, sowie von […] Bank vorgelegt.
(140)
Die Beteiligten heben hervor, dass sie die PPA unter den zum Zeitpunkt ihrer Unterzeichnung bestehenden Marktverhältnissen, in gutem Glauben unterzeichneten. Sie übernahmen wichtige Investitionsverpflichtungen, welche von Kreditinstituten im Rahmen von Finanzierungsvereinbarungen gefördert wurden. Nach ihrer Ansicht resultiert aus dem Prüfverfahren der Kommmission eine bedeutende Rechtsunsicherheit, die zu vermeiden sei. AES-Tisza Erőmű Kft. bezweifelt die Befugnis der Kommission, rechtmäßig abgeschlossene Handelsverträge aufgrund der Beihilfevorschriften bzw. - im weiteren Sinne - aufgrund der gemeinsamen Wettbewerbsregeln des EG-Vertrags aufzuheben (48).
5.6 Verhältnismäßigkeit
(141)
AES-Tisza Erőmű Kft. hegte Zweifel an der Verhältnismäßigkeit der Aufhebung der PPA durch die Kommission und weist auf eine mögliche Neuverhandlung der PPA hin.
5.7 Stellungnahmen bezüglich der Vereinbarkeit der PPA mit dem Gemeinsamen Markt
(142)
Die Stromerzeuger Csepel und AES-Tisza erőmű legen ihren Standpunkt dar, wonach die PPA nicht als Ausgleich abgeschlossen wurden, deshalb ist es nicht richtig, diese mit der Methodik zu vergleichen. Zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA konnte ein Ausgleich für verlorene Kosten gar nicht gewährt werden, weil die Methodik da noch gar nicht bestand. Nach Ansicht der Stromerzeuger ist die Methodik nur dort anwendbar, wo die PPA zuvor erloschen.
(143)
Die […] Bank ist betreffend die PPA von Csepel wiederum der Ansicht, dass sich der im Rahmen der PPA gezahlte Ausgleich eigentlich auf die Deckung beihilfefähiger Kosten nach der Methodik (d. h. fixer Kosten, variabler Kosten und einer angemessenen Gewinnspanne) beschränkt. Nach ihrer Argumentation übersteigt der Ausgleich im Rahmen der PPA von Csepel nicht die beihilfefähigen verlorenen Kosten.
(144)
Csepeli Erőmű behauptet ferner, dass die PPA die Bedingungen nach Artikel 87 Absatz 3 EG-Vertrag erfüllen, weil sie in bedeutendem Maße zu Ungarns Versorgungssicherheit im Elektrizitätssektor beitragen und im weiteren Sinne Ungarns wirtschaftliche Entwicklung fördern.
(145)
AES-Tisza Erőmű behauptet (ohne dies ausführlicher zu begründen), dass die PPA als Sicherheit für Investitionen in Gebieten nach Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe a anzusehen sind.
(146)
AES-Tisza bemängelt überdies, dass die Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens hinsichtlich des anzuwendenden „Benchmark“-Marktpreises, des Begriffs „verlorene Investition“, sowie hinsichtlich der wirtschaftlichen Hypothesen und Zeitpunkte, welche die Kommission bei der Prüfung der Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt beachtete, unklar ist.
6. UNGARNS ANTWORT AUF DIE STELLUNGNAHMEN DER BETEILIGTEN
(147)
In Verbindung mit den Stellungnahmen von Csepeli Erőmű bemerkte Ungarn, dass auch der PPA von Csepeli Erőmű, entgegen der Behauptung in der Stellungnahme, eine feste Abnahmemenge festlegt, die unter die garantierte Abnahme fällt.
(148)
Im Zusammenhang mit der Argumentation von Dunamenti Erőmű, wonach Dunamenti Erőmű die Stromerzeugung zu Bedingungen, die von MVM diktiert werden, auch dann nicht verweigern kann, wenn dies seinen Handel auf dem freien Markt benachteiligt, heben die ungarischen Behörden hervor, dass MVM im Jahr 2006 vorschlug, vier F-Blöcke aus den PPA herauszuheben, die auf diese Weise unmittelbar auf dem Systemleistungsmarkt hätten konkurrieren können. Dunamenti Erőmű nahm diese Gelegenheit jedoch nicht wahr.
(149)
Zu den Stellungnahmen von AES-Tisza Erőmű, wonach diejenigen Stromerzeuger, welche nicht im Rahmen von PPA tätig sind, primär dann investierten, wenn ihnen eine garantierte Abnahme zugesichert worden war, teilen die ungarischen Behörden mit, dass Elektrizität auf dem freien Markt von bedeutenden Kraftwerken und Kraftwerkblöcken ohne PPA und ohne garantierte Abnahme gehandelt wird (z. B. Dunamenti Block G1, Vértesi Erőmű, Mátrai Erőmű Blöcke I-II).
(150)
Ungarn hob auch hervor, dass wegen der Bedingungen der PPA (Preisformeln und feste Abnahmemengen), entgegen den Ausführungen von AES-Tisza, auch die Verhandlungsposition von MVM eingeschränkt ist.
7. BEURTEILUNG DURCH DIE KOMMISSION
7.1 Rechtswidrige staatliche Beihilfe
(151)
Die ungarischen Behörden meldeten die Beihilfe in Form der PPA nicht nach den Verfahrensregeln für die staatlichen Beihilfen der Kommission an, demnach gilt die Beihilfe als rechtswidrige staatliche Beihilfe.
7.2 Allgemeine Stellungnahmen zur individuellen Beurteilung der PPA
(152)
Einzelne Beteiligte und die ungarischen Behörden haben in ihren Stellungnahmen die individuelle Beurteilung der PPA vorgeschlagen, wobei sie sich auf die Unterschiede in deren konkreten Vertragsbedingungen bezogen.
(153)
Die vorliegende Entscheidung betrifft sämtliche PPA, die zwischen MVM und den Stromerzeugern abgeschlossen wurden und zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union in Kraft waren (vgl. Erwägungsgründe 44 und 45). Nach Ansicht der Kommission weisen die Leitprinzipien der PPA Ähnlichkeiten auf, die eine gemeinsame Beurteilung im Rahmen eines Beihilfeprüfverfahrens rechtfertigen. Die Kommission ist der Ansicht, dass der Hauptvorteil, der den einzelnen Erzeugern im Rahmen ihrer PPA zuteil wird, bei sämtlichen geprüften PPA derselbe ist, sowie dass die Entscheidung über die Unterzeichnung der PPA im Zeitraum zwischen 1995 und 2001 von den gleichen politischen Zielsetzungen und Lösungsansätzen geprägt war. Alle PPA verpflichten MVM zum Kauf der gebuchten Kapazitäten und der festen Abnahmemengen auf eine Dauer, die der Amortisationszeit der Erzeugungsanlagen nahezu gleich kommt, und wenden dabei Preisbildungsmechanismen an, die die Deckung ihre fixen und variablen Kosten bezwecken. Überdies weisen auch die anderen Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe Ähnlichkeiten auf, die eine gemeinsame Beurteilung der PPA rechtfertigen. Ihre Selektivität beruht auf den gleichen Grundsätzen. Zur Beantwortung der Frage, ob durch die PPA staatliche Mittel übertragen wurden, muss größtenteils die gleiche Analyse durchgeführt werden, ferner erfolgt auch die Prüfung ihrer Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel nach der gleichen ökonomischen Analyse, wobei die Existenz der übrigen PPA auf dem ungarischen Markt zu berücksichtigen ist. Deshalb ist die Kommission der Ansicht, dass die Prüfung der PPA im Rahmen eines einzigen Verfahrens durchgeführt und in einer einzigen Entscheidung abgeschlossen werden muss, wenn die Entscheidung die Realität auf dem ungarischen Elektrizitätsmarkt getreu widerspiegeln soll.
(154)
Dieser umfassende Ansatz hindert die Kommission jedoch nicht daran, die effektiv bestehenden Unterschiede zwischen den betreffenden PPA zu beachten. Deshalb stellt die vorliegende Entscheidung die Unterschiede zwischen den PPA fest, sofern diese für die Zwecke dieser Entscheidung relevant sind.
7.3 Vorliegen einer staatlichen Beihilfe nach Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag
(155)
Im Nachfolgenden prüft die Kommission alle vier Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe nach Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag, so der Einsatz staatlicher Mittel, das Vorliegen wirtschaftlicher Vorteile, die Selektivität des Vorteils und die Auswirkungen auf den Handel.
(156)
Die Beteiligten argumentierten in ihren Stellungnahmen (im Zusammenhang mit mehreren Beurteilungskriterien), dass die Kommission ausschließlich die zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA bestehende Situation beachten und das Resultat dieser Analyse dann auf die Gesamtlaufzeit der PPA ausweiten sollte. Budapesti Erőmű bezog sich in diesem Zusammenhang auf die Bekanntmachung der Kommission über die zur Beurteilung rechtswidriger staatlicher Beihilfen anzuwendenden Regeln (49).
(157)
Zur Bestimmung des richtigen Zeitpunkts zur Beurteilung muss die Kommission zunächst die Beitrittsakte von Ungarn, die Verfahrensordnung sowie die Rechtsprechung des Gerichtshofs beachten.
(158)
Der einschlägige Teil in Anhang IV zur Beitrittsakte sieht das Folgende vor:
„ANHANG IV
Liste nach Artikel 22 der Beitrittsakte
(…)
3. Wettbewerbspolitik
1.
Die folgenden Beihilferegelungen und Einzelbeihilfen, die in einem neuen Mitgliedstaat vor dem Tag des Beitritts eingeführt worden und auch nach diesem Tag noch anzuwenden sind, gelten als zum Tag des Beitritts bestehende Beihilfen im Sinne von Artikel 88 Absatz 1 des EG-Vertrags:
a)
Beihilfemaßnahmen, die vor dem 10. Dezember 1994 eingeführt worden sind;
b)
Beihilfemaßnahmen, die in der Anlage zu diesem Anhang aufgeführt sind;
c)
Beihilfemaßnahmen, die vor dem Tag des Beitritts von der Kontrollbehörde für staatliche Beihilfen des neuen Mitgliedstaats überprüft und als mit dem Besitzstand vereinbar beurteilt wurden und gegen die die Kommission keine Einwände aufgrund schwerwiegender Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Gemeinsamen Markt gemäß dem in Nummer 2 vorgesehenen Verfahren erhoben hat.
Nach dem Tag des Beitritts weiterhin anzuwendende Maßnahmen, die staatliche Beihilfen darstellen und nicht die vorstehend genannten Voraussetzungen erfüllen, sind als zum Tag des Beitritts für die Zwecke der Anwendung von Artikel 88 Absatz 3 des EG-Vertrags als neue Beihilfe anzusehen.
Die genannten Bestimmungen gelten nicht für Beihilfen im Verkehrssektor und Tätigkeiten im Zusammenhang mit der Herstellung, Verarbeitung oder Vermarktung von Erzeugnissen, die in Anhang 1 des EG-Vertrags aufgeführt sind, mit Ausnahme von Fischereiprodukten und verarbeiteten Fischereiprodukten.
Die genannten Bestimmungen gelten ferner unbeschadet der in dieser Akte vorgesehenen Übergangsmaßnahmen auf dem Gebiet der Wettbewerbspolitik.“
(159)
Der einschlägige Teil in Artikel 1 der Verfahrensordnung sieht das Folgende vor:
„Im Sinne dieser Verordnung bezeichnet der Ausdruck
b)
‚bestehende Beihilfen‘
i-iv)
[…]
v)
Beihilfen, die als bestehende Beihilfen gelten, weil nachgewiesen werden kann, dass sie zu dem Zeitpunkt, zu dem sie eingeführt wurden, keine Beihilfen waren und später aufgrund der Entwicklung des Gemeinsamen Marktes zu Beihilfen wurden, ohne dass sie eine Änderung durch den betreffenden Mitgliedstaat erfahren haben. Werden bestimmte Maßnahmen im Anschluss an die Liberalisierung einer Tätigkeit durch gemeinschaftliche Rechtsvorschriften zu Beihilfen, so gelten derartige Maßnahmen nach dem für die Liberalisierung festgelegten Termin nicht als bestehende Beihilfen;
c)
‚neue Beihilfen‘ alle Beihilfen, also Beihilferegelungen und Einzelbeihilfen, die keine bestehenden Beihilfen sind, einschließlich Änderungen bestehender Beihilfen“.
(160)
Aus den vorstehenden Bestimmungen folgt, dass Maßnahmen die zu dem Zeitpunkt, zu dem sie gewährt worden sind, nicht als staatliche Beihilfe galten, unter Umständen zu einer staatlichen Beihilfe nach Artikel 87 EG-Vertrag werden können. Aus dieser Sicht ist es unwesentlich, ob die zur staatlichen Beihilfe gewordene Maßnahme als bestehende oder neue Maßnahme gilt.
(161)
Obwohl die Kommission die zu dem Zeitpunkt bestehende Situation, zu dem die Maßnahme in Kraft trat, beurteilen muss, wenn sie gegebenenfalls das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe prüft, bedeutet dies jedoch nicht, dass sich die Beurteilung der vier Voraussetzungen in der Definition der staatlichen Beihilfe in jedem Fall ausschließlich auf den Zeitpunkt der Zuerkennung der Beihilfe beschränken muss.
(162)
Aus Artikel 1 Buchstabe b Ziffer v der Verfahrensordnung geht eindeutig hervor, dass im Laufe solcher außerordentlichen Prozesse, wie zum Beispiel die Entwicklung des Gemeinsamen Marktes oder die Liberalisierung eines Sektors, in einzelnen oder mehreren Wirtschaftszweigen beträchtliche wirtschaftliche und rechtliche Veränderungen vonstatten gehen, und dass infolge dieser Veränderungen auch solche Maßnahmen in den Kontrollbereich der staatlichen Beihilfen fallen können, welche ursprünglich nicht unter die Geltung von Artikel 87 EG-Vertrag fielen. Würden zum Beispiel im Zuge der Liberalisierung eines Wirtschaftszweigs all die Maßnahmen bestehen bleiben, die zum Zeitpunkt ihrer Zuerkennung - wegen der bedeutend abweichenden Marktbedingungen - nicht als staatliche Beihilfe galten, zum Zeitpunkt der Liberalisierung jedoch sämtliche Bedingungen der staatlichen Beihilfen erfüllen, dann würde dadurch der größte Teil der vor der Liberalisierung bestehenden Marktverhältnisse de facto prolongiert werden. Dies würde jedoch dem Vorhaben, den Markt zu öffnen, bzw. der Entscheidung der Mitgliedstaaten, den betreffenden Sektor zu liberalisieren, zuwiderlaufen. Der Zweck dieser besonderen Bestimmungen, auf deren Grundlage sich eine Maßnahme in eine staatliche Beihilfe umwandeln kann, ist ja gerade das, dass eine Maßnahme, die zwar in dem früheren wirtschaftlichen und rechtlichen Umfeld nicht als staatliche Beihilfe galt, unter den neu eingeführten Bedingungen aber die Interessen der Marktteilnehmer verletzt, nicht bestehen bleibt (50).
(163)
Diejenige Frage, ob die betreffende staatliche Beihilfe eine bestehende oder eine neue Beihilfe ist, muss die Kommission gesondert, im Anschluss an die Feststellung des Vorliegens einer staatlichen Beihilfe beurteilen.
(164)
Ungarns Wirtschaft erfuhr in den 1999er Jahren eine drastische Veränderung. Das Land entschied sich für den Beitritt zur Europäischen Union und ist seit dem 1. Mai 2004 vollberechtigter Mitgliedstaat. Ungarn war sich darüber genau im Klaren, dass es verpflichtet ist, seine bestehenden Maßnahmen mit den Wettbewerbsregelungen des Binnenmarktes in Einklang zu bringen, dem es beitreten will, denn diese Pflicht ist in dem Europa-Abkommen (51), das Ungarn in 1991 unterfertigte, ausdrücklich bezeichnet worden.
(165)
Ungarn ist mit dem Beitritt zur Europäischen Union auch dem liberalisierten Energiebinnenmarkt beigetreten. Die Beitrittsakte sieht in Hinsicht auf den ungarischen Energiemarkt keine Ausnahmen von den Wettbewerbsregelungen vor. Die Kommission ist aufgrund der vorstehenden Argumentation - entgegen den Stellungnahmen der Beteiligten - der Ansicht, dass sich die PPA, die überwiegend (und das erkennen auch die Beteiligten an) unter bedeutend abweichenden Marktverhältnissen, vor dem Beitritt zu dem liberalisierten Energiebinnenmarkt abgeschlossen worden sind, in dem neuen wirtschaftlichen und rechtlichen Umfeld in staatlichen Beihilfen umwandeln können. Zur Feststellung des Bestehens dieser Beihilfe müssen die vier Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe im Rahmen der neuen wirtschaftlichen und rechtlichen Verhältnisse beurteilt werden.
(166)
Die Frage des sachdienlichen Zeitpunkts zur Beurteilung muss aufgrund der Beitrittsakte weiter untersucht werden. Entgegen sämtlichen früheren Beitritten, gaben die Mitgliedstaaten ihre Zustimmung dazu, als Ergänzung der Beitrittsakte besondere Bestimmungen anzunehmen. Im Sinne dieser Bestimmungen müssen der Kommission sämtliche Beihilfemaßnahmen, die nach dem Beitritt anzuwenden und vor dem 10. Dezember 1994 abgeschlossen worden sind, vor dem Beitritt angemeldet werden, welche von der Kommission aufgrund des gemeinschaftlichen Besitzstandes (Acquis communautaire) überprüft werden.
(167)
Die staatliche Intervention war in der überwiegenden Mehrheit der Länder, die am 1. Mai 2004 zur Europäischen Union beitraten, aus historischen Gründen große Tradition. Es können jedoch Maßnahmen vorgefunden werden, die vor dem Beitritt - wegen der in bedeutendem Maße abweichenden Marktbedingungen - nicht die vier Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe erfüllten, jedoch unter den neuen wirtschaftlichen und rechtlichen Bedingungen nach dem Beitritt bereits sämtliche Voraussetzungen erfüllen.
(168)
Ziel der einschlägigen Artikel der Beitrittsakte ist es, nach Inkrafttreten des Vertrags einen unverfälschten Wettbewerb auf dem Binnenmarkt zu garantieren. Folglich sind die einschlägigen Artikel der Beitrittsakte darauf gerichtet, zu verhindern, dass die staatlichen Beihilfemaßnahmen, die mit dem Gemeinsamen Markt unvereinbar sind, den Wettbewerb nach dem Beitritt verfälschen. In dieser Hinsicht ist es unerheblich, ob diese Beihilfemaßnahmen die Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe in den neunziger Jahren, bei der Erlassung der Maßnahme erfüllten oder nicht. Folglich ist der sachdienliche Zeitpunkt zur Beurteilung der Voraussetzungen für das Vorliegen einer Beihilfe der Zeitraum nach dem Beitritt von Ungarn zur Europäischen Union und zum liberalisierten Energiebinnenmarkt.
(169)
Jede andere Methode würde dazu führen, dass die wirtschaftlichen Verhältnisse, die in der Periode vor dem Beitritt und vor der Liberalisierung herrschten (welche Periode in den meisten neuen Mitgliedstaaten mit der Übergangsperiode im Anschluss an das kommunistische Regime identisch ist), auch lange nach dem Beitritt zur Europäischen Union bestehen bleiben könnten. Der Mitgliedstaat könnte diejenigen Maßnahmen, die vor dem Beitritt nicht als staatliche Beihilfe galten, auf diese Weise weiterhin bestehen lassen und nach Belieben sogar auch dann noch verlängern, wenn diese Beihilfemaßnahme zu den Bedingungen nach dem Beitritt bereits als staatliche Beihilfe gelten würden, denn diese Maßnahmen würden nicht in den Kontrollbereich der Kommission bezüglich der staatlichen Beihilfen fallen.
(170)
Die diesbezüglichen Stellungnahmen der Beteiligten sind genau darauf gerichtet. Sämtliche Argumentationen der Beteiligten im Zusammenhang mit dem sachdienlichen Zeitpunkt der Beurteilung bezwecken, dass die wirtschaftliche und rechtliche Beurteilung der PPA im Rahmen des derzeitigen Verfahrens ausschließlich auf den zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA (d. h. zwischen 1995 und 2001) bestehenden Umständen beruhen muss und aufgrund dieser wirtschaftlichen und rechtlichen Umstände zu dem Schluss kommen müsste, dass die PPA nicht als staatliche Beihilfe gelten. Die Beteiligten behaupten, dass die Prüfung der Marktteilnehmer sowie die Kriterien bezüglich der Verfälschung des Wettbewerbs und der Beeinträchtigung des Handels im wirtschaftlichen Kontext der neunziger Jahre analysiert werden müssten, und dass die Kommission die damalige Pflicht von MVM (Gewährleistung der Versorgungssicherheit) und das damalige Modell des Energiesektors („Single Buyer“-Modell usw.) beachten muss. Nach ihrer Ansicht wird die Entscheidung, die aufgrund der Beurteilung dieser Umstände getroffen wird, bis zum Tag des Ablaufs der PPA maßgebend bleiben (im Fall des längsten Vertrags bis 2024), unabhängig von solchen Veränderungen, wie Ungarns Beitritt zur Europäischen Union und die anschließende verbindliche Liberalisierung des Energiemarktes.
(171)
Die Kommission verwirft dieses Argument. Nach Ansicht der Kommission bezwecken die einschlägigen Artikel der Beitrittsakte ja gerade die Vermeidung solcher Situationen, indem sie die sofortige Anwendung der Beihilferegelungen auf die Marktteilnehmer vorschreiben. Die Beitrittsakte legt im Fall gewisser Wirtschaftssektoren Ausnahmebestimmungen fest (vgl. Bestimmungen bezüglich des Verkehrssektors), in dem Vertrag sind jedoch bezüglich der Elektrizitätsmarktteilnehmer keinerlei Ausnahmen aufgeführt. Deshalb sind die gemeinschaftlichen Besitzstände, einschließlich der Richtlinie 96/92/EG, mit Wirkung vom Tag des Beitritts auf sämtliche Verträge in Verbindung mit dem ungarischen Elektrizitätsmarkt anzuwenden.
(172)
Bei der Beurteilung der PPA geht die Kommission deshalb davon aus, dass Ungarn mit dem Beitritt zu dem liberalisierten Energiebinnenmarkt der Gemeinschaften akzeptiert hat, dass es diese marktwirtschaftlichen Grundsätze auf sämtliche Teilnehmer am ungarischen Elektrizitätsmarkt, einschließlich sämtlicher Handelsbeziehungen, anzuwenden hat.
(173)
Im Nachfolgenden wird von der Kommission deshalb geprüft, ob die vorliegende Maßnahme mit Wirkung vom Tag des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union sämtliche Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe erfüllt.
(174)
Als Einleitung zur Prüfung des Bestehens eines Vorteils ist es erwähnenswert, dass die meisten Beteiligten in ihren Stellungnahmen anerkannten, dass sie ohne die Garantien, die ihnen im Rahmen der PPA zugesichert worden sind, in diese Kraftwerke nicht investiert hätten. […] legte in seiner Stellungnahmen dar, dass „die […] PPA für die Banken einen wesentlichen Faktor hinsichtlich der Bereitschaft zur Finanzierung der Investition und der kontinuierlichen Vorfinanzierung der Betriebskosten darstellen. […] ,… […] forderte am […] die Stellungnahme des Konsortiums [d. h. der Banken] in Verbindung mit der Änderung der PPA an, aber die Banken stimmten weder der Herabsetzung der festgelegten Leistung noch der Verringerung der festen Abnahmemengen zu“ (52).
(175)
In diesem Zusammenhang behauptet die […] (als Vertreterin der zwölf Banken, die der Csepeli Áramtermelő Kft. Anleihen in Höhe von nahezu […] gewährten), dass „(…) nach Ansicht der Banken die PPA Bestandteil derjenigen, miteinander eng verknüpften Geschäftsverträge sind, welche als Sicherheit für die Kreditverträge dienten und auch heute noch dienen, die das Projekt zu Marktbedingungen finanzieren. Das heißt, jede Änderung der PPA würde automatisch auch die Banken betreffen, und da Letzteren entsprechende Vertragsmechanismen zum Schutz ihrer Finanzinteressen zur Verfügung stehen, würde dies folglich das gesamte Projekt Csepel II gefährden.“
(176)
Die […] (als Vertreterin der neun Banken, die der AES-Tisza Erőmű Kft nahezu […] gewährten) behauptet, dass „(…) die Finanzierung hauptsächlich auf dem Bestehen der PPA bzw. der anderen einschlägigen Dokumente des Projekts (z. B. Vereinbarung über Brennstoffversorgung) basierte. (…) Die PPA gewähren Stabilität gegenüber dem Nachfragerisiko (im Zusammenhang mit der Menge und der Preisbildung der umgesetzten Elektrizität).“„Die Stabilität der Nachfrage ist ein ausschlaggebender Faktor (…), der den Banken bei der langfristigen Finanzierung eines unentwickelten Marktes eine gebührende Sicherheit gewährt.“
(177)
Um zu prüfen, ob ein Vorteil besteht, analysierte die Kommission zuvor, welcher Argumentation sie bei dieser Prüfung folgen muss. Die Kommission kam - resultierend aus der vorläufigen Analyse, dargelegt in den Erwägungsgründe 180-190 - zu dem Schluss, dass sie dazu, um festzustellen, ob ein Vorteil besteht, untersuchen muss, ob ein marktwirtschaftlich handelnder Teilnehmer unter den Umständen, die zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union herrschten, den Stromerzeugern ähnliche Garantien gewährt hätte, wie sie in den PPA verankert sind, d. h. solche Vorteile, auf deren Grundlage MVM verpflichtet ist, im Laufe eines 15- bis 27-jährigen - mit der gewöhnlich zu erwartenden Betriebs- oder Amortisationszeit der betreffenden Anlagen identischen - Zeitraums die im Rahmen der PPA gebuchte Kapazität (d. h. die gesamte verfügbare Kapazität oder den größten Teil der verfügbaren Kapazität des Kraftwerks) bzw. die feste Strommenge zu einem Preis zu kaufen, der die fixen und variablen Kosten des Stromerzeugers (einschließlich des Aufwands für Brennstoff) deckt (53).
(178)
Im zweiten Schritt suchte die Kommission anhand von gewöhnlichen Geschäftsmethoden an den europäischen Elektrizitätsmärkten eine Antwort auf diese Frage.
(179)
Schließlich beurteilte die Kommission kurz den Einfluss der PPA auf den Markt im Zeitraum nach dem Beitritt von Ungarn zur Europäischen Union. Zwar ist letztere Analyse zur Feststellung dessen, ob die PPA einen wirtschaftlichen Vorteil gewährten, nicht notwendig, zur entsprechenden Prüfung der einzelnen Stellungnahmen lohnte es sich trotzdem, sie durchzuführen.
1. Vorläufige Analyse: Argumentation zur Beurteilung des Bestehens eines Vorteils
(180)
In den Stellungnahmen, die im Laufe des Verfahrens vorgelegt worden sind, analysierten die Beteiligten das Bestehen des Vorteils aufgrund der Umstände, unter denen die PPA Mitte der neunziger Jahre unterzeichnet worden sind. Im Wesentlichen kamen sie zu dem Schluss, dass ein durchschnittlicher Marktteilnehmer in dem genannten Zeitraum und im Zuge der Privatisierung der Elektrizitätsversorgungsunternehmen den Stromerzeugern ähnliche Garantien gewährt hätte, wie sie in den PPA verankert sind, um die Investoren zu motivieren und dadurch die Versorgungssicherheit in Ungarn zu gewährleisten.
(181)
Die Kommission prüfte die Fundiertheit der Betrachtungsweise und kam zu dem Ergebnis, dass diese aus zwei Gründen nicht akzeptabel ist. Erstens berücksichtigt sie nicht die tatsächlichen Begünstigten der geprüften Maßnahme. Zweitens legt sie aus der Sicht der Beurteilung des Bestehens des Vorteils nicht den richtigen Zeitraum zugrunde.
(182)
Dunamenti Erőmű Rt. behauptet, dass ihm im Rahmen der PPA kein Vorteil zuteil wurde, weil er im Zuge der Privatisierung seiner Kraftwerke den Marktpreis bezahlte, und seine Rechte und Pflichten nach den PPA in dem Kaufpreis berücksichtigt wurden. Das heißt, wenn die PPA ihm einen Vorteil verschafft hätten, dann bezahlte er dessen Gegenwert als Teil des Privatisierungspreises.
(183)
Die Kommission ist der Ansicht, dass diese Argumente in dem vorliegenden Fall nicht stichhaltig sind. Die Begünstigten der zu prüfenden Maßnahme sind die privatisierten Kraftwerke (bei denen eine Privatisierung vorgenommen wurde) und nicht deren Aktionäre. Die Privatisierung geschah in Form des Erwerbs von Eigentumsanteilen.
(184)
Die Kommission hat die Frage, welchen Einfluss die veränderten Eigentumsverhältnisse auf das Vorliegen einer rechtswidrigen Beihilfe des Unternehmens und auf die Person des Begünstigten haben, bereits geprüft. Nach dem Urteil des Gerichtshofs bleibt die rechtswidrig gewährte Beihilfe unabhängig von den veränderten Eigentumsverhältnissen auch weiterhin zugunsten des ursprünglich begünstigten Unternehmens bestehen (54). Die Übertragung der Geschäftsanteile zum Marktpreis garantiert nur, dass der Erwerber des Geschäftsanteils keine staatliche Beihilfe erhält, unabhängig davon, ob der Tätigkeit des begünstigten Unternehmens ein wirtschaftlicher Vorteil zuteil wird oder nicht.
(185)
Die Begünstigten der geprüften Beihilfe sind die ungarischen Betreiber der Kraftwerke, die die PPA unterschrieben haben, nicht die Aktionäre dieser Kraftwerke. Überdies ging die Veränderung in den Eigentumsverhältnissen der Kraftwerke vor dem Zeitpunkt vonstatten, zu dem das Vorliegen der staatlichen Beihilfe geprüft wird, und aus der Sicht der Prüfung des Vorliegens einer staatliche Beihilfe zugunsten der Betreiber der Kraftwerke, ist diese Veränderung irrelevant. Also wurde den Unternehmen (Betreibern), die die PPA unterzeichneten - unabhängig von den Eigentumsverhältnissen - im Rahmen der PPA Vorteile verschafft.
(186)
Die Kommission ist sich darüber im Klaren, dass die Grundvoraussetzung dazu, dass sich die notwendigen Investitionen unter den Marktverhältnissen der neunziger Jahre in Ungarn verwirklichen, die PPA und somit die garantierte Kapitalrendite darstellten.
(187)
Diejenige Tatsache, dass die staatliche Intervention wegen der Charakteristiken des Elektrizitätssektors und der damaligen politischen und wirtschaftlichen Situation in Ungarn im Interesse der Allgemeinheit notwendig war, und die beste Lösung die Unterzeichnung der PPA mit vielen Stromerzeugern zu sein schien, widerspricht keinesfalls der Tatsache, dass die PPA den Stromerzeugern einen Vorteil gewähren.
(188)
Die meisten Stromerzeuger behaupten, dass die PPA ihnen keinen Vorteil verschafften, weil sie dem ordentlichen Marktverhalten eines jeden Wirtschaftsteilnehmers entsprechen, der sich in der Situation von MVM bzw. den Erzeugern befindet. Sie begründen ihre Argumentation damit, dass sich in der Situation von MVM (d. h. als einziger, zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit gesetzlich verpflichteter Käufer) jeder privater Wirtschaftsteilnehmer für den Abschluss der PPA entschieden hätte. Sie sind der Ansicht, dass der wirtschaftliche Vorteil der PPA für die Stromerzeuger nicht das Niveau übersteigt, welches die Parteien unter den unentwickelten Marktverhältnissen der neunziger Jahre in Ungarn gewöhnlich erzielen konnten. Überdies waren die Stromerzeuger, um eine Betriebsgenehmigung erteilt zu bekommen, gesetzlich verpflichtet, mit MVM Vertrag zu schließen. Die Stromerzeuger hoben noch hervor, dass die Kommission anhand des Prinzips des Privatinvestors die zum Zeitpunkt der Unterzeichnung bestehenden Rechtsvorschriften und die wirtschaftliche Realität berücksichtigen müsste.
(189)
Die Kommission beruft sich hinsichtlich der Argumentation der Beteiligten im Zusammenhang mit dem Prinzip des Privatinvestors auf diejenigen Erwägungsgründe der vorliegenden Entscheidung, die festlegen, welcher Zeitraum zur Beurteilung des Vorliegens einer staatlichen Beihilfe im Rahmen der PPA zu berücksichtigen ist. Die Kommission weist abermals darauf hin, dass sie keine Zweifel daran hegt, dass es unter den Umständen, die zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA herrschten, notwendig war, diese Verträge abzuschließen. Wie dies die vorliegende Entscheidung im Vorstehenden bereits erläuterte, bedeutet dies jedoch keinesfalls, dass die PPA den Stromerzeugern keinen Vorteil verschaffen. Im Wesentlichen behaupten die Beteiligten eigentlich nur, dass diese Verträge den zum Zeitpunkt ihrer Unterzeichnung bestehenden Marktverhältnissen entsprechen. Keiner der Beteiligten hingegen behauptet, dass diese auch die derzeitigen Marktbedingungen erfüllen würden.
(190)
Die Kommission ist der Ansicht, dass sie sich im Zuge der Prüfung des Bestehens eines Vorteils im Rahmen der PPA davon überzeugen muss, ob ein durchschnittlicher Marktteilnehmer unter den Umständen, die zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union vorherrschten, den Stromerzeugern ähnliche - in Erwägungsgrund 177 aufgeführte - Garantien gewährt hätte, wie sie in den PPA verankert sind.
2. Analyse des Bestehens eines Vorteil der Stromerzeuger zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union
(191)
Um auf die vorstehend gestellte Frage eine Antwort geben zu können, hat die Kommission die wichtigsten Geschäftsmethoden der Wirtschaftsteilnehmer an den europäischen Elektrizitätsmärkten bestimmt, die aus der Sicht dieser Analyse maßgeblich sind. Ferner analysierte sie, ob die PPA mit diesen Geschäftsmethoden in Einklang stehen, oder den Erzeugern solche Garantien gewähren, welche ein marktwirtschaftlich handelnder Käufer nicht annehmen würde.
(192)
Vorab ist es erwähnenswert, dass der Elektrizitätsmarkt herkömmlich in vier Teilmärkte aufgeteilt ist: i. Stromerzeugung, Import und Großhandel, ii. Übertragungsnetze und Verteilernetze iii. Weiterverkauf, iv. Lieferung von Ausgleichsenergie. Da MVM die Elektrizität von den inländischen Erzeugern kauft bzw. importiert, und diese dann an die regionalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen und die Energieunternehmen (Weiterverkäufer) verkauft, sind aus der Sicht der Beurteilung der PPA der erste und der vierte Teilmarkt von Bedeutung. MVM liefert überdies eine gebuchte Kapazität an den koordinierenden Übertragungsnetzbetreiber, um den Systemausgleich zu gewährleisten.
(193)
Der ungarische Markt des Weiterverkaufs war in dem geprüften Zeitraum in zwei Sektoren aufgeteilt: i. in den öffentlichen Sektor, wo von den regionalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen Elektrizität zu regulierten Tarifen an nicht zugelassene sowie an Kunden, die von ihrer Zulassung keinen Gebrauch machten, geliefert wird; ii. in den Wettbewerbssektor, wo die Energieunternehmen des Wettbewerbssektors zugelassenen Kunden Energie zu Marktpreisen anbieten. Das vom Stromgesetz III eingeführte System beschränkte den öffentlichen Sektor auf die Haushalts-Kunden und die Nicht-Haushalts-Kunden, die unter die Pflicht der Grundversorgung gehören.
(194)
In dem geprüften Zeitraum lieferte MVM Elektrizität sowohl an die regionalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen (Energieunternehmen des öffentlichen Sektors) als auch an Energieunternehmen des Wettbewerbssektors. Der Verkauf von MVM an die Energieunternehmen des Wettbewerbssektors - wie in den Erwägungsgründe 221-231 beschrieben ist - bezweckte jedoch nur die Freisetzung von Überkapazitäten, die im Rahmen der PPA gekauft werden mussten und zur Versorgung des öffentlichen Sektors nicht benötigt wurden. Ein derartiger Verkauf ist nicht als selbstständige Geschäftstätigkeit, sondern vielmehr als Folge der PPA anzusehen. Demnach muss das Bestehen eines Vorteils im Vergleich zu der primären Zielsetzung von MVM - d. h. ausreichende Kapazitäten an die regionalen Versorgungsunternehmen zu liefern, damit diese die Bedürfnisse des öffentlichen Sektors befriedigen können - beurteilt werden. Das heißt, dass geprüft werden muss, ob ein marktwirtschaftlich handelnder Teilnehmer, der damit betraut worden ist, die regionalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen ausreichend mit Strom zu versorgen, in Ermangelung der PPA den daran beteiligten Erzeugern die gleichen Garantien gewährt hätte. Die nachfolgenden Erwägungsgründe gewähren zunächst einen Überblick über die wesentlichen und typischen Geschäftsmethoden, um dann einen Vergleich zwischen den PPA und den vorstehend genannten Methode anzustellen. Schließlich prüfte die Kommission anhand des Vergleichs die Folgen der PPA, mit denen die ungarischen Behörden zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union rechnen konnten, bzw., ob sie im Fall von Verträgen anderer Art auf ein besseres Gleichgewicht zwischen den vorteilhaften und unvorteilhaften Folgen hätten zählen können.
2.a) Kurze Beschreibung der relevanten Geschäftsmethoden an den europäischen Elektrizitätsmärkten aus der Sicht der Beurteilung des Bestehens eines Vorteils im Rahmen der PPA
(195)
Bei der Untersuchung der Elektrizitätssektoren (55) hat die Kommission besonders die Bedingungen der Vermarktung von Elektrizität an den europäischen Großhandelsmärkten analysiert.
(196)
Elektrizität kann - unabhängig von der Erfüllungsfrist - an Spot- oder Terminmärkten gehandelt werden. An Spotmärkten werden Elektrizitätsgeschäfte in Bezug auf den nächsten Tag bezeichnend am Tag vor der tatsächlichen Erfüllung abgeschlossen. An der Spotbörse wird Elektrizität immer zu Grenzpreisen gehandelt, welche ausschließlich die Deckung der kurzfristigen Grenzkosten garantieren (56).
(197)
An den Terminmärkten wird die Elektrizität zu späteren Erfüllungsfristen gehandelt. Die Terminprodukte können wöchentliche, monatliche, vierteljährliche oder jährliche Fristen haben. Die Vermarktung von Spot- und Terminprodukten kann sowohl über die Energiebörsen als auch in Form von außerbörslichen Transaktionen über Abrechnungshäuser (OTC) abgewickelt werden. Infolge der fortlaufenden Wahl zwischen diesen Produkten nähern sich die Preise der gleichen Produkte an den Energiebörsen und den OTC-Märkten einander an. Deshalb werden die Preise sämtlicher Spot- und Terminprodukte und somit die Referenzpreise des gesamten Großhandelsmarktes immer mehr von den Energiebörsen festgelegt.
(198)
Überdies werden die Terminproduktpreise von den Erwartungen der Marktteilnehmer hinsichtlich der künftigen Preisentwicklung der Spotmärkte beeinflusst. Die Marktteilnehmer schließen Termingeschäfte deshalb ab, weil sie die sicheren Preise den unsicheren künftigen Spot-Kaufpreisen vorziehen, und so enthalten die Terminkaufpreise ebenfalls ein Risikoelement. In der Praxis enthalten die Preise der Terminprodukte ein solches ausschlaggebendes Element, welches die Erwartungen der Marktteilnehmer bezüglich der Entwicklung der Spot-Kaufpreise widerspiegelt, bzw. - je nach dem, ob die Marktteilnehmer großen Wert auf die Preissicherheit legen - eine Risikoprämie oder einen Nachlass, obgleich dies in der Praxis zumeist als Prämie erscheint. Daraus folgt, dass die Spot-Kaufpreise eine Referenz hinsichtlich sämtlicher Energiepreise darstellen. Wird an der Spotbörse gehandelt, gelten deren Preise für den gesamten Markt als Referenz. An mehreren Großhandelsmärkten versuchen die Käufer - um ihre Kosten verfolgen zu können - generell den größten Teil ihrer voraussichtlichen Bedürfnisse mit den Termingeschäften zu decken. Ihre darüber hinaus bestehenden Bedürfnisse decken sie mit Einkäufen an den Spotmärkten.
(199)
Die Untersuchung des Elektrizitätssektors stellte fest, dass es neben dem Handel an den Energiebörsen und neben der Abwicklung von außerbörslichem Handel an den OTC-Märkten auch zu „einzelnen bilateralen Transaktionen“ kam. Diese Geschäfte, über deren Preise im Allgemeinen nicht Bericht erstattet wird, können hinsichtlich der gelieferten Erzeugnisse oder der erbrachten Leistungen sehr differieren. Unter marktwirtschaftlichen Bedingungen werden diese Geschäfte jedoch notwendigerweise durch den Handel an den Energiebörsen und durch den außerbörslichen Handel an den OTC-Märkten beeinflusst, weil der betreffende Erzeuger oder Importeur nicht akzeptieren würde, ein solches zweiseitiges Geschäft zu Bedingungen abzuschließen, die eindeutig ungünstiger sind, als die Bedingungen der normalen Spot- oder Termingeschäfte. Demzufolge stellen die normalen Spot- und Termingeschäfte an den europäischen Großhandelsmärkten eine geeignete Vergleichbasis zur Prüfung dessen dar, ob die PPA den Stromerzeugern einen Vorteil verschaffen oder nicht.
(200)
Die längste Erfüllungsfrist an den Terminmärkten ist ein Jahr. Ferner betragen die längsten Zeiträume zwischen dem Vertragsabschluss und der tatsächlichen Erfüllungsfrist 4 Jahre bei NordPool (skandinavische Länder), 3 Jahre bei Powernext (Frankreich), 5 Jahre bei UKPX (Großbritannien) und 6 Jahre bei EEX (Deutschland). An bestimmten Börsen, wie z. B. OMEL in Spanien, werden überhaupt keine Termingeschäfte abgeschlossen. Die normalen Termingeschäfte verpflichten das Unternehmen zur Lieferung einer festen Strommenge zum festen Preis längstens ein Jahr lang, beginnend innerhalb von höchsten sechs Jahren nach Vertragsabschluss. Die vorstehend genannten Zeiträume liegen weit unter der Betriebs- bzw. Amortisationszeit eines jeden Kraftwerks. Somit haben die Stromerzeuger während der Betrieb- bzw. Amortisationszeit der Erzeugungsanlagen, unter den gewöhnlichen Marktbedingungen, auch dann keinen Überblick über die Preise und die verkaufte Menge, wenn sie den größten Teil ihrer erzeugten Elektrizität mit Hilfe von Termingeschäften vermarkten. Überdies müssen die Stromerzeuger - da sie die Preise im Voraus festsetzen - auch dem Risiko ins Auge schauen, dass ihre Kosten die festen Preise überschreiten. Groß ist dieses Risiko insbesondere wegen der schwankenden Brennstoffpreise. Letztere bilden bei den meisten Erzeugungstechnologien den Hauptbestandteil der variablen Kosten. Ferner werden die Erzeuger auch mit dem Wettbewerbsdruck konfrontiert, da sie ihre Terminverträge während der Betriebszeit ihrer Erzeugungsanlagen zahlreiche Male erneuern und deswegen ihr Angebot den veränderlichen Wettbewerbsbedingungen anpassen müssen.
(201)
Auf dem Großhandelsmarkt sind Geschäfte zur Buchung von Erzeugungskapazitäten auch in Form von „Abrufbefugnissen“ (Drawing rights) präsent, die mit den PPA ebenfalls vergleichbar sind. Der Erwerb von Abrufbefugnissen bedeutet, dass im Allgemeinen ein Teil der Erzeugungskapazitäten auf die voraussichtliche Betriebszeit des betreffenden Kraftwerks gebucht wird, den Betreibern der Anlage wird in Höhe des Kapitals und der Fixkosten der gebuchten Kapazität ein „Kapazitätsentgelt“ gezahlt. Die technischen Risiken trägt der Betreiber des Kraftwerks. Der Berechtigte der Abrufbefugnisse kann den Auslastungsgrad der gebuchten Kapazitäten bestimmen und zahlt dem Betreiber des Kraftwerks einen Preis in Höhe der variablen Kosten, die bei der Erzeugung der Strommenge mit den gebuchten Kapazitäten entstanden.
(202)
Bei der Beurteilung eines im Rahmen der PPA gewährten Vorteils ist auch die Situation der energieintensiven Wirtschaftszweige (im Folgenden „Großkunden“ genannt) zu beachten, die nicht am Großhandelsmarkt, sondern an den Weiterverkaufsmärkten (der nächsten Stufe der Verkaufskette) mitwirken. Da es vorkommt, dass die Erzeuger den Strom unmittelbar an die Großkunden liefern, ist der Vergleich mit den PPA angebracht.
(203)
Die Untersuchung des Elektrizitätssektors ergab, dass die Energieunternehmen mit den Großkunden oftmals Festpreisgeschäfte abschließen. Die Laufzeit dieser Geschäfte beschränkt sich gewöhnlich auf ein Jahr oder zwei Jahre. Im Allgemeinen wird anhand des bisherigen Verbrauchs ein Lieferzeitplan erstellt. Die Preise sind von den Großhandelspreisen der Terminmärkte abgeleitet, ferner enthalten sie auch solche anderen Kostenelemente, wie die voraussichtlichen Kosten für den Netzausgleich sowie die Gewinnspanne des Lieferanten. Bei Abweichung vom Erfüllungszeitplan tritt die Klausel „take or pay“ in Kraft, welche den Käufer dazu verpflichtet, entweder die für ihn überflüssige Energie oder einen Verzugszuschlag zu bezahlen. Daraus folgt, dass die Geschäfte auf der gleichzeitigen Anwendung der festen Abnahmemenge und der Kapazitätsbuchung basieren (57).
(204)
Zur Prüfung eines im Rahmen der PPA gewährten Vorteils müssen auch die Verträge berücksichtigt werden, die mit den Übertragungsnetzbetreibern (TSO) zur Lieferung von Ausgleichsenergie abgeschlossen wurden. Da Elektrizität nicht effizient gelagert werden kann, muss die Nachfrage und das Angebot zu jedem Zeitpunkt zur Deckung gebracht werden. Werden im Bilanzkreis Abweichungen von der Lastprognose festgestellt, und wird eine weitere Elektrizitätserzeugung notwendig, ist es die Aufgabe von TSO, bestimmte Stromerzeuger aufzufordern, ihre Kapazität innerhalb kurzer Zeit zu erhöhen. Um sicherzustellen, dass die nötigen Erzeugungskapazitäten in solchen Situationen verfügbar sind, buchen die TSO eine Teilkapazität der Erzeugungsanlagen, die dazu geeignet sind, ihre Kapazität innerhalb kurzer Zeit zu steigern. In Anbetracht dessen, dass es in Ungarn keine Speicheranlage gibt, sind es die erdgasbetriebenen Kraftwerke, die zur Erbringung diese Leistungen fähig sind.
(205)
Die Untersuchung des Elektrizitätssektors gewährte einen Überblick über die Praxis der europäischen Übertragungsnetzbetreiber im Zusammenhang mit Verträgen über Kapazitätsbuchung zur Lieferung von Ausgleichsenergie. Daraus geht hervor, dass die Kapazitäten im Rahmen von Ausschreibungsverfahren gebucht werden. Ein Jahr kann als der gewöhnliche Zeitraum angesehen werden, der den Übertragungsnetzbetreibern genügend Flexibilität zusichert, die gebuchten Kapazitäten ihren tatsächlichen Bedürfnissen anzupassen. Im Allgemeinen sind in den Verträgen die technischen Kennwerte, die gebuchten Kapazitäten, ferner entweder nur der Preis der gelieferten Elektrizität oder der Preis der Energie und der Preis der Kapazität festgelegt.
2.b) Vergleich der PPA mit den gewöhnlichen Geschäftsmethoden
(206)
Die Kommission verglich die in den PPA festgelegte Abnahmepflicht mit den wichtigsten Charakteristiken der Termin- und Spotgeschäfte, der Geschäfte mit „Abrufbefugnissen“, der langfristigen Verträge der Großkunden und der Verträge zwischen den Erzeugern und den Übertragungsnetzbetreibern zur Lieferung von Ausgleichsenergie.
(207)
Aus den Ausführungen in den Erwägungsgründe 195-200 geht hervor, dass die gleichzeitige Anwendung der Kapazitätsbuchung, der festen Abnahmemenge und des Preisbildungsmechanismus zur Deckung der variablen, der fixen und der Kapitalkosten nicht den gewöhnlichen Geschäften an den europäischen Großhandelsmärkten entspricht, und die Erzeuger bei den normalen Termin- und Spotgeschäften vor mehr Risiken schützt.
(208)
An Spotbörsen wird Elektrizität immer zu Grenzpreisen gehandelt, die nicht die Deckung sämtlicher Fix- und Kapitalkosten, sondern ausschließlich die Deckung der kurzfristigen Grenzkosten gewährleisten. Überdies verfügen die erzeugenden Elektrizitätsunternehmen nicht über Sicherheiten bezüglich des Auslastungsgrads ihrer Erzeugungskapazitäten. Dieses Risiko wird wegen der schlechten Lagerfähigkeit der Elektrizität - eine ausgesprochene Eigenart dieses Wirtschaftszweigs - weiter erhöht. Wird zu einem gegebenen Zeitpunkt ausreichende Elektrizität zur Deckung der Nachfrage zu einem niedrigeren Preis angeboten als der Preis der Erzeugungsanlage des betreffenden Stromerzeugers, dann wird diese Anlage nicht gestartet, d. h. deren Erzeugungskapazität geht während der betreffenden Zeitdauer verloren.
(209)
Folglich ist der Handel am Spotmarkt mit hochgradiger Ungewissheit hinsichtlich der Erstattungsfähigkeit der Fixkosten und der Kapitalkosten, sowie hinsichtlich des Auslastungsgrads der Erzeugungskapazitäten verbunden.
(210)
Auch die Terminmärkte - deren Preise von den Spot-Kaufpreisen abgeleitet sind - garantieren den Erzeugern nicht, dass ihr Verkauf all ihre Fix- und Kapitalkosten decken wird, weil die Preise im Voraus festgesetzt worden sind. Sofern sich die Brennstoffpreise während des Erfüllungszeitraums über die Erwartungen hinaus erhöhen, dann können die Kosten der Elektrizitätserzeugung die im Voraus festgesetzten Preise überschreiten. An den Terminmärkten ist die Unsicherheit in Verbindung mit der Auslastung der Erzeugungskapazitäten dank der längeren Zeitdauer der Geschäfte geringer als an den Spotmärkten. Einen Überblick über den Auslastungsgrad seiner Erzeugungsanlagen hat der Stromerzeuger jedoch - auch wenn es ihm gelingt, den größten Teil seiner erzeugten Elektrizität im Rahmen von Termingeschäften zu verkaufen - im Vergleich zur Betriebszeit nur auf einen beschränkten Zeitraum.
(211)
Die Beteiligten heben hervor, dass die Erzeuger im Rahmen der PPA bedeutende Risiken zu tragen haben, welche primär mit der Ausführung, der Regelung, dem Umweltschutz, der Wartung bzw. der Steuerzahlung und der Finanzierung zusammenhängen. Die Kommission lässt gelten, dass die PPA für die Erzeuger nicht sämtliche Geschäftsrisiken in Verbindung mit der Betreibung ihrer Erzeugungsanlagen aus dem Wege schaffen. Die in den Stellungnahmen der Stromerzeuger aufgeführten Risiken werden aller Wahrscheinlichkeit nach von ihnen selbst getragen. Diese Risiken sind jedoch - einschließlich des Verkaufs an den Spot- und Terminmärkten - gewöhnliche Risiken, die jeder Wirtschaftsteilnehmer selbst tragen sollte. Im vorliegenden Fall werden die Geschäftsrisiken, die mit den schwankenden Elektrizitätserzeugungskosten - insbesondere mit den steigenden Brennstoffpreisen -, den Veränderungen der Endkundentarife sowie der schwankenden Nachfrage der Endkunden verbunden sind, während der gesamten Betriebszeit (oder fast während der gesamten Betriebszeit) der im Rahmen der PPA betriebenen Erzeugungsanlagen von MVM getragen.
(212)
Die Beteiligten behaupteten in ihren Stellungnahmen, dass die Kapazitätsbuchungen zugunsten von MVM für sie einen Nachteil darstellen würden, weil sie diese Kapazitäten - außer dem Verkauf an MVM - nicht für andere Zwecke verwenden könnten. Der Nachteil dieser Gebundenheit wird jedoch durch die feste Stromabnahme in bedeutendem Maße reduziert. Die Abnahmepflicht kann als eine Garantie für die Erzeuger angesehen werden, denn auch wenn MVM seine gebuchten Kapazitäten nicht nutzt, wird es die Nutzung dieser Kapazitäten zum Zwecke der Elektrizitätserzeugung und des Verkaufs nicht verhindern. Wie die folgende Tabelle zeigt, bedeutete die feste Abnahmemenge in Wirklichkeit, dass der Auslastungsgrad der gebuchten Kapazitäten über dem durchschnittlichen Auslastungsgrad der in Ungarn zur Verfügung stehenden Gesamtkapazität lag.
Tabelle 5
Feste Abnahmemenge und gebuchte Kapazitäten
2004
2005
2006
Feste Abnahmemenge (GWh)
23 234
23 528
23 516
Gebuchte Kapazitäten (MW)
4 242
4 460
4 481
Verhältnis der festen Abnahmemenge und der gebuchten Kapazitäten (Jahres-Betriebsstundenzahl)
5 477
5 275
5 248
Verhältnis der Elektrizitätserzeugung und der nutzbaren Kapazität in Ungarn (Jahres-Betriebsstundenzahl)
4 272
4 225
4 601
(213)
Im Sinne des Obigen sind die Spot- und die Termingeschäfte für die Stromerzeuger mit bedeutend mehr Risiken verbunden als die PPA. Nämlich garantieren Letztere sowohl die Erstattung der Fix- und Kapitalkosten als auch die Auslastung der Erzeugungskapazitäten.
(214)
Was die Abrufbefugnisse betrifft, so besteht der wesentlichste Unterschied zwischen dieser Art der Vereinbarung und den PPA darin, dass mit den Abrufbefugnissen gewöhnlich keine feste Abnahmemenge verbunden ist. Das Geschäftsrisiko des Verkaufs der Energie, die mit Hilfe von gebundenen Kapazitäten erzeugt wurde, trägt der Berechtigte der Abrufbefugnisse. Die Garantie dafür, die Gesamtheit der genannten Energie zu einem Preis verkaufen zu können, der zumindest die variablen Kosten deckt, ist ihm jedoch zugesichert, weil er sich, sollten die Preise unter die variablen Kosten herabsinken, dafür entscheiden kann, keine Elektrizität zu erzeugen. MVM werden von den PPA - infolge der Abnahmepflicht zugunsten der Kraftwerke - keine solchen Garantien gewährt.
(215)
Die von den Großkunden abgeschlossenen langfristigen Bezugsverträge sind für die Kunden eindeutig bedeutend vorteilhafter als die mit MVM abgeschlossenen PPA, weil der Preis, der überwiegend während der gesamten Vertragsdauer gültig ist, einerseits nicht an solche Faktoren - wie z. B. an Brennstoffpreise - gebunden ist, deren Entwicklung während der Laufzeit des Vertrags unvorhersehbar ist, und andererseits nicht zur Deckung der Fix- und der Kapitalkosten gebildet wird, weil er abhängig ist von den notierten Preisen der Großhandelsmärkte. Die Verkäufer sind am Abschluss langfristiger Verträge eigentlich nur dann interessiert, wenn diese Verträge ihnen irgendeinen Schutz gegen die Preisschwankungen auf dem Elektrizitätsmarkt gewährleisten, dies gilt insbesondere für Veränderungen wegen der schwankenden Brennstoffpreise. Folglich dürfte der Kunde aus wirtschaftlicher Sicht an einem solch langfristigen Vertrag dann interessiert sein, wenn ihm der Verkäufer darin anbietet, einen Teil der Risiken in Verbindung mit den Brennstoffpreisschwankungen auf sich zu nehmen, oder dann, wenn die Technologie der Elektrizitätserzeugung stabile Brennstoffkosten garantiert - ein Beispiel dafür sind die Technologien der Wasserkraftwerke und unter bestimmten Bedingungen auch die der Kernkraftwerke. Überdies werden diese Verträge generell auf eine kürzere Zeit abgeschlossen als die PPA, somit haben die Kunden die Wahl, den Lieferanten zu wechseln, wenn der Konkurrent günstigere Preise anbietet. Um die niedrigsten Preise zu erzielen, wenden diese Kunden oftmals Ausschreibungsverfahren an.
(216)
Verträge über die Lieferung von Ausgleichsenergie sind aus der Sicht der Prüfung des Bestehens eines Vorteils deswegen sachdienlich, weil MVM einen geringen Teil der Kapazitäten, die im Rahmen der PPA gebucht worden sind, zur Lieferung von Ausgleichsenergie an den Übertragungsnetzbetreiber verwendet (58). In der Praxis verkauft MVM die Kapazitäten jährlich im Paket an den Übertragungsnetzbetreiber, und verwendet für diesen Zweck einen Teil von den im Rahmen der PPA gebuchten Kapazitäten. Praktisch bedeutet das, dass nicht die Erzeuger die Risiken zu tragen haben, die mit den jährlichen Ausschreibungsverfahren (59) und der Unsicherheit im Zusammenhang mit der von ihnen zu liefernden Elektrizitätsmenge verbunden ist. Von dem Standpunkt der Erzeuger aus betrachtet, entsprechen die Vertragsbedingungen zur Lieferung von Ausgleichsenergie den Bedingungen der PPA. Wie dies jedoch in Erwägungsgrund 204 bereits darlegt worden ist, können die Vorschriften der PPA - insbesondere die lange Laufzeit und die feste Abnahmemenge - aus geschäftlicher Sicht auch im Fall der Lieferung von Ausgleichsenergie nicht begründet werden. Die Kommission erkennt an, dass es in Ungarn - nach Aussage der Beteiligten - nur wenige Energieerzeugungsanlagen gibt, die dazu geeignet sind, dem Übertragungsnetzbetreiber die nötige Ausgleichsenergie zu liefern, sie kam jedoch zu dem Ergebnis, dass die Bedingungen der PPA auch unter diesen Umständen diejenigen Grenzen überschreiten, die ein Übertragungsnetzbetreiber aus Geschäftsgründen für annehmbar erachten würde.
(217)
Der Vergleich zeigt, dass die PPA - infolge ihres Aufbaus - den Erzeugern mehr Garantien gewähren als die gewöhnlichen Geschäftsvereinbarungen. Die Situation, in der sich die Erzeuger dank der PPA befinden, ist also vorteilhafter als die, in der sie sich ohne die PPA, auf dem freien Markt befinden würden. Um das Bestehen eines Vorteils genau beurteilen zu können, müssen diejenigen günstigen und missgünstigen Auswirkungen untersucht werden, mit denen die ungarischen Behörden zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union rechnen konnten. Ferner muss geprüft werden, ob sie im Fall von anderen, auf gewöhnliche Geschäftsmethoden aufbauenden Vorgehensweisen mit einer vorteilhafteren Ausgewogenheit zwischen den günstigen und missgünstigen Auswirkungen hätten rechnen können.
2.c) Die von den Behörden vorhersehbaren Folgen der PPA in Kenntnis der Handelsbräuche an den europäischen Elektrizitätsmärkten
(218)
Die Behörden konnten von den PPA erwarten, dass MVM im Rahmen dieser Verträge fähig sein wird, die Versorgungssicherheit im öffentlichen Sektor auf lange Zeit zu gewährleisten.
(219)
Sicherheiten dafür, welche Preise MVM während dieser Zeit bezahlen muss, gab es seitens der Behörden nicht, weil die PPA keinen Schutz vor Preisschwankungen, insbesondere nicht vor Schwankungen der Brennstoffpreise, gewährleisten.
(220)
Überdies wird den Behörden durch die gleichzeitige Anwendung der langfristigen Kapazitätsbuchung und der damit verbundenen festen Abnahmemenge die Möglichkeit dazu genommen, die günstigeren Angebote der anderen Erzeuger oder Importeure anzunehmen. Die Kapazitäten und die festen Abnahmemengen der PPA sowie die Strommenge, die im Rahmen der langfristigen Einfuhrverträge, abgeschlossen von MVM, und im Rahmen des verbindlichen Abnahmesystems (60) von MVM gekauft wurden, reichten zur Befriedung ihrer Bedürfnisse aus. Auf diese Weise konnte MVM sein Versorgungsportfolio nicht diversifizieren, obgleich die alternativen Erzeugungskapazitäten zur Verfügung standen. Im Jahr 2004 hatten mehrere Stromerzeuger keine langfristigen Strombezugsverträge. Ende 2003 liefen die PPA zweier Kraftwerke in Bezug auf eine installierte Kapazität von 470 MW ab, wodurch die Versorgungskapazität außerhalb der PPA bedeutend anstieg. Überdies ist eine Einfuhrkapazität von nahezu 700 MW nicht von den langfristigen Einfuhrvereinbarungen gedeckt. Würde das System der gebuchten Kapazitäten und der festen Abnahmemengen MVM nicht binden, dann hätte es diese Einfuhrkapazität nutzen können.
(221)
Überdies war es in 2003 und in 2004, zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union - wie dies in den nachstehenden Erwägungsgründen dargelegt ist - klar, dass das System der gebuchten Kapazitäten und der festen Abnahmemengen, das im Rahmen des Single Buyer-Modells entstand, in dem MVM den gesamten Energiebedarf Ungarns befriedigte, mit dem bedeutenden Risiko verbunden ist, dass die Verträge für MVM den Kauf einer solchen Strommenge vorschreiben, die über seinen Bedürfnissen liegt.
(222)
Die teilweise Öffnung des Elektrizitätsmarkts im Jahr 2003 ist in dieser Hinsicht ein wichtiger, zu berücksichtigender Faktor. Am 18. Dezember 2001 verabschiedete das ungarische Parlament das Stromgesetz II, welches es den Großkunden - d. h. denjenigen, deren Jahresverbrauch die 6,5 GW überschritt - ermöglichte, „zugelassene Kunden“ zu werden, und so Elektrizität von einem Lieferanten ihrer Wahl zu kaufen. Diese Rechtsvorschrift, in Kraft getreten am 1. Januar 2003, hatte zur Folge, dass neben dem bisherigen öffentlichen Sektor auch ein Wettbewerbssektor mit Marktpreisen entstand. Infolge dieser Maßnahme sank, wie dies vorhersehbar war, die Menge, die MVM an die regionalen Versorgungsunternehmen liefern muss, um die Nachfrage des öffentlichen Sektors zu befriedigen. Die folgende Tabelle zeigt an, dass die verkaufte Strommenge des Wettbewerbssektors zwischen 2003 und 2006 kontinuierlich anstieg und die gelieferte Strommenge über die regionalen Versorgungsunternehmen an den öffentlichen Sektor dementsprechend sank.
Tabelle 6
Verkauf auf dem Weiterverkaufsmarkt (öffentlicher Sektor und Wettbewerbssektor)
(GWh)
2003
2004
2005
2006
Gesamtverbrauch
33 584
33 836
34 596
35 223
Verkauf im Wettbewerbssektor
3 883
7 212
11 685
13 057
Verkauf im öffentlichen Sektor
29 701
26 624
22 911
22 166
Quelle: Statistische Angaben des ungarischen Elektrizitätssystems 2006 ()
(223)
Zwischen 2003 und 2006 sank die im öffentlichen Sektor verkaufte Menge, die mit den Bedürfnissen von MVM gleichwertig war, um 25 %. Zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union war der Rückgang der Bedürfnisse von MVM - insbesondere aufgrund der beträchtlichen Unterschiede zwischen den regulierten Tarifen im öffentlichen Sektor (von Versorgern an regionale Versorgungsunternehmen gezahlte Preise) und den Marktpreisen im Wettbewerbssektor in 2003 und in 2004 - in hohem Maße vorhersehbar.
Tabelle 7
Die Unterschiede zwischen den Preisen des öffentlichen und des Wettbewerbssektors am Weiterverkaufsmarkt in 2003 und in 2004
(HUF/kWh)
2003
2004
Durchschnittspreis im Wettbewerbssektor
11,1
12,7
Durchschnittspreis im öffentlichen Sektor (62)
19
21,1
Quelle: Statistische Angaben des ungarischen Elektrizitätssystems 2006.
(224)
Die Marktpreise stellen für die zugelassenen Kunden eindeutig einen Anreiz dar, ihre Rechte wahrzunehmen. Überdies war es in 2003 und in 2004 allgemein bekannt, dass infolge des bevorstehenden Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union die Zweite Elektrizitätsrichtlinie (63) in Kraft treten wird, und damit sichergestellt ist, dass zugelassene Kunden ab dem 1. Juli 2007 alle Kunden sind, was innerhalb einer bedeutend kürzeren Zeit als die restliche Laufzeit der PPA zur weiteren Senkung der Bedürfnisse von MVM führen wird.
(225)
Folglich war es in 2003 und in 2004 offensichtlich, dass die PPA - abgeschlossen im Rahmen des Single Buyer-Modells, das durch Vermittlung von MVM den gesamten Energiebedarf Ungarns befriedigt - MVM nicht nur daran hindern, sein Versorgungsportfolio zu diversifizieren und im Wettbewerbssektor günstigere Preise zu erzielen, sondern wahrscheinlich auch dazu zwingen werden, mehr Elektrizität zu kaufen, als zur Befriedigung seiner tatsächlichen Bedürfnisse benötigt wird.
(226)
Die Behörden hatten mit diesem Risiko tatsächlich auch gerechnet. Nach dem Regierungserlass vom Jahre 2002 (64) ist MVM verpflichtet, eine Neuverhandlung der Stromabnahmemengen im Rahmen der PPA mit allen Stromerzeugern einzuleiten. Der vorstehend genannte Erlass sah zwar nicht vor, die PPA aufzuheben, signalisierte jedoch eindeutig, dass die im Rahmen der PPA gebuchten Kapazitäten (und die damit verbundenen festen Abnahmemengen) in Kenntnis der schrittweisen Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes zu hoch sind. Der vorstehend genannte Erlass räumt MVM, für den Fall, dass die Verhandlungen mit den Stromerzeugern ohne Erfolg bleiben, die Möglichkeit dazu ein, seine überflüssigen Kapazitäten und Strommengen, die zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit des öffentlichen Sektors nicht benötigt werden, mit Hilfe von „Verkaufsmechanismen“, wie Elektrizitätsauktionen, Ausschreibungsverfahren, sowie im Rahmen von Energiefreisetzungsprogrammen auf dem sog. „Marktplatz“, d. h. auf Elektrizitätsauktionen virtueller Kraftwerke im Internet zu verkaufen. Alle drei Mechanismen bezwecken trotz ihrer Unterschiede, dass MVM seine überflüssige Elektrizität, die zur Versorgung des öffentlichen Sektors nicht benötigt wird, die MVM im Rahmen der PPA aber kaufen muss, auf dem Markt als diverse Terminprodukte zum Verkauf anbieten kann.
(227)
Die nachstehende Tabelle präsentiert Angaben bezüglich der ersten drei Auktionen von MVM. Daraus geht hervor, dass die Preise, zu denen MVM die Energie im Rahmen der Energiefreisetzungsprogramme umsetzte, wesentlich niedriger sind, als die im Rahmen der PPA für die gleiche Energie bezahlten Preise.
Tabelle 8
Die ersten drei Auktionen von MVM
Erste Auktion Juni 2003
Zweite Auktion Dezember 2003
Dritte Auktion Juni 2004
Grundlast-Energie
Verkaufte Strommenge (GWh)
375
240
133
Verkaufspreis auf den Auktionen (HUF/KWh)
8,02
9,5
8,4
Schwachlast-Energie
Verkaufte Strommenge (GWh)
259
421
Verkaufspreis auf den Auktionen
5,6
3,5
Jahresdurchschnittspreise der PPA
2003
2004
11,3
11,7
(228)
Der ungarische Gesetzgeber rechnete mit diesen Auswirkungen und schrieb vor, dass der ungarische Staat einen Ausgleich für diejenigen Verluste zu zahlen hat, die durch die Differenz zwischen den Verkaufspreisen auf den Auktionen und den Marktpreisen bei MVM entstehen. 2003 machte der an MVM gezahlte Ausgleich 3,8 Mrd. Forint aus (65). Laut Jahresbericht 2004 von MVM stieg der Betrag des Ausgleichs in 2004 um 2,4 Mrd. Forint.
(229)
Aus der Sicht der Behörden ist es eindeutig, dass dieses System, das praktisch eine Beihilfe für die Verkäufe der Erzeuger im Wettbewerbssegment darstellt, aus geschäftlicher Sicht nicht begründbar ist.
(230)
Die nachstehende Tabelle präsentiert - nach den Auskünften von Ungarn vom 24. September 2007 und vom 21. April 2008 - die Gesamtmenge der Elektrizität, die mit Hilfe der Verkaufsmechanismen von MVM verkauft worden ist.
Tabelle 9
Im Rahmen der Verkaufsmechanismen von MVM verkaufte Strommengen
(TWh)
Jahr
2003
2004
2005
2006
Im Rahmen der Verkaufsmechanismen von MVM verkaufte Strommenge, insgesamt (66)
0,6
1,9
6,5
6,5
(231)
Zu gewöhnlichen Marktbedingungen würden die Käufer eindeutig keine solchen Verträge abschließen, die mit dem ernsthaften Risiko verbunden sind, allfällig mehr Elektrizität kaufen zu müssen als notwendig und bei deren Weiterverkauf beträchtliche Verluste zu erleiden. Dieses Risiko besteht theoretisch auch bei Termingeschäften und langfristigen Verträgen, die mit den Großkunden abgeschlossen werden, jedoch in bedeutend geringerem Maße.
(232)
Die Laufzeit der Termingeschäfte ist wesentlich kürzer als die der PPA. Während einer solchen Laufzeit kann der Käufer seine Bedürfnisse viel besser überblicken als im Laufe eines 15- bis 27-jährigen Zeitraums. Überdies decken die Käufer generell nur einen Teil ihrer voraussichtlichen Bedürfnisse mit Termingeschäften, den Restbedarf erwerben sie am Spotmarkt.
(233)
Das Risiko des Kaufs von überflüssiger Elektrizität ist auch bei den langfristigen Verträgen, die von den Großkunden abgeschlossen werden, gering, weil deren Laufzeit begrenzt ist, und weil der Verbrauch dieser Großkunden im Allgemeinen stabil und berechenbar ist - was aus den vorstehend genannten Gründen bei MVM nicht der Fall ist.
(234)
Überdies ist es sachdienlich in Erinnerung zu rufen, dass die Käufer im Rahmen von Termingeschäften und langfristigen Bezugsverträgen der Endkunden bereit sind, eine bestimmte Strommenge mehrere Monate oder ein Jahr vor dem effektiven Erfüllungszeitpunkt zu kaufen, weil ihr Kaufvertrag sie vor den Preisschwankungen schützt. Dieser Vorteil ist in den PPA nicht gegeben, weil die Preise zur Deckung von variablen Kosten wegen der schwankenden Brennstoffpreise in einem unvorhersehbaren Maß steigen können.
(235)
Die Kommission kam zu dem Schluss, dass die Vorteile der PPA, in deren Genuss die Behörden kommen, im Bereich der Preisstabilität auf dem Elektrizitätsmarkt die Erwartungen der durchschnittlichen Marktteilnehmer im Zusammenhang mit langfristigen Strombezugsverträgen nicht erfüllen, ferner mit den ernsthaften Risiken verbunden sind, mehr Elektrizität kaufen zu müssen als notwendig, und im Laufe des Weiterverkaufs der überflüssigen Mengen Verluste zu erleiden. Zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union waren den ungarischen Behörden diese Risiken sehr wohl bekannt. Der Vergleich der PPA mit den gewöhnlichen Geschäftsmethoden, Handelsbräuchen an den europäischen Elektrizitätsmärkten zeigt, dass der marktwirtschaftlich handelnde Teilnehmer derartige nachteilige Auswirkungen niemals akzeptiert hätte, und - im Einklang mit den gewöhnlichen Handelsbräuchen - andere Kaufstrategien befolgt bzw. Vereinbarungen anderer Art abgeschlossen hätte.
(236)
Die Kommission kam deshalb zu dem Ergebnis, dass die Kernbedingungen der PPA den Erzeugern solche Vorteile verschaffen, welche über die gewöhnlichen Handelsgeschäfte hinausgehen. In diesem Zusammenhang ist hervorzuheben, dass die wesentlichsten Elemente der PPA - d. h. die langfristige Kapazitätsbuchung, die feste Abnahmemenge und der auf Kapazitäts- und Energieentgelt basierte Preisbildungsmechanismus zur Deckung der fixen, der variablen und der Kapitalkosten - nicht voneinander trennbar und nicht getrennt prüfbar sind. Der Vorteil besteht infolge der gleichzeitigen Anwendung dieser Elemente. Die lange Laufzeit der PPA trägt, wie dies aus dem Vorstehenden hervorgeht, in hohem Maße zum Bestehen des Vorteils bei.
3. Einfluss der PPA auf den Markt im Zeitraum nach dem Beitritt von Ungarn zur Europäischen Union
(237)
Die Beteiligten behaupten in ihren Stellungnahmen, dass die im Rahmen der PPA angewandten Preise nicht über den Großhandelspreisen liegen. Mátrai Erőmű Rt. hob besonders hervor, dass er seine konkurrenzfähigen Preise seinen eigenen Kohlebergwerken und seinen deswegen niedrigen Abbaukosten zu verdanken hat. Die vorstehend genannten Beteiligten sind deswegen der Ansicht, dass ihnen kein Vorteil zuteil wird.
(238)
Die Kommission verwirft diese Argumente.
(239)
Erstens ist der im Rahmen der PPA effektiv gezahlte Preis - wie das die vorliegende Entscheidung im Vorstehenden ausführlich darlegte - nur eine Folge der PPA, der eigentliche Vorteil der PPA besteht nicht im Preis. Auch die Banken bestätigen in ihren vorstehend genannten Stellungnahmen (vgl. insbesondere die Erwägungsgründe 175 und 176), dass der Vorteil der PPA in der Gesamtheit all jener Bedingungen besteht, welche den Stromerzeugern eine Kapitalrendite gewährleisten und sie vor Geschäftsrisiken im Zusammenhang mit ihrer Tätigkeit bewahren.
(240)
Zweitens hängt der gegenüber den Marktpreisen bestehende Preisunterschied von vielen Marktentwicklungsfaktoren ab, die unabhängig von dem Inhalt der PPA sind, und ausschließlich nachträglich beurteilt werden können. Die genannten Preise der PPA sind zu einem gewissen Zeitpunkt maßgebende Einheitspreise, die den Vorteil, der aus den restlichen Elementen der PPA entsteht, außer Acht lassen, so z. B. welch eine Kapazität bzw. welch eine Menge die Erzeuger hätten verkaufen können, wenn ihre Verkauf von der Nachfrage am Markt abhängig gewesen wäre. Nach Ansicht der Kommission ist der wirtschaftliche Vorteil, der den Stromerzeugern zuteil wird, der integrale Bestandteil sämtlicher geprüfter PPA, unabhängig davon, ob sie zu einem gegebenen Zeitpunkt zu höheren Preisen als die Marktpreise führen oder nicht.
(241)
Dessen ungeachtet verglich die Kommission die effektiv angewandten Preise der PPA mit den Preisen desjenigen Großhandelsmarktsegments, das nicht von den PPA betroffen war, um eine vollumfängliche Antwort auf die ihr vorgelegten Stellungnahmen geben zu können, bzw. die Folgen der PPA besser zu verstehen.
(242)
Die Kommission berücksichtigte im Zuge des Vergleichs nicht die Preise des Jahres 2007, weil im Laufe dieses Jahres (genauer gesagt vom 9. Dezember 2006 bis zum 31. Dezember 2007) die regulierten Tarife die Preise der PPA aufhoben. Demnach entsprechen die angewandten Preise nicht unbedingt dem Preis, zu dem die Anwendung der Preisformel der PPA geführt hätte.
(243)
Somit verglich die Kommission die im Rahmen der PPA angewandten Preise mit den Marktpreisen der Jahre 2004 bis 2006.
Tabelle 10
Durchschnittspreis der Elektrizität, die von MVM im Rahmen der PPA verkauft wurde (67)
(HUF/kWh)
Kraftwerk, tätig im Rahmen der PPA
2004
2005
2006
Dunamenti Erőmű, Blöcke F
(…)
(…)
(…)
Dunamenti Erőmű, Block G2
(…)
(…)
(…)
Tisza II. Erőmű
(…)
(…)
(…)
Pécsi Erőmű
(…)
(…)
(…)
Csepel II. Erőmű
(…)
(…)
(…)
Kelenföldi Erőmű
(…)
(…)
(…)
Újpesti Erőmű
(…)
(…)
(…)
Kispesti Erőmű
(…)
(…)
(…)
Mátrai Erőmű
(…)
(…)
(…)
Paksi Atomerőmű
(…)
(…)
(…)
Tabelle 11
Menge und Durchschnittspreis der Elektrizität, die von den inländischen Stromerzeugern - nicht im Rahmen der PPA - auf dem freien Markt verkauft wurde (68)
Kraftwerk
2004
2005
2006
Menge
(MWh)
Preis
(HUF/kWh)
Menge
(MWh)
Preis
(HUF/kWh)
Menge
(MWh)
Preis
(HUF/kWh)
Mátrai Erőmű (Block […])
989 097
8,15
972 813
8,33
1 082 699
9,26
Vértesi Erőmű
157 701
8,02
942 999
8,79
1 213 622
10,51
Dunamenti Erőmű Block […]
215 647
8,57
805 381
9,85
814 702
13,29
EMA
133 439
11,07
129 252
11,83
101 607
12,92
AES Borsodi Erőmű
(…)
(…)
18 301
11,25
keine Angaben (69)
AES Tiszapalkonyai Erőmű
364 869
12,76
86 673
9,87
119 218
14,27
Tabelle 12
Importmenge und Durchschnittspreis der Elektrizität, die von MVM gekauft wurde (70)
Import
2004
2005
2006
Menge
(MWh)
Preis
(HUF/kWh)
Menge
(MWh)
Preis
(HUF/kWh)
Menge
(MWh)
Preis
(HUF/kWh)
Aus der Ukraine über die Slowakei ([…] (71))
1 715 200
[…] (72)
1 525 600
[…] (72)
1 311 400
[…] (72)
Aus der Schweiz über die Slowakei ([…] (71))
1 768 100
[…] (72)
1 761 700
[…] (72)
1 709 200
[…] (72)
Schweiz ([…] (71))
631 700
[…] (72)
629 500
[…] (72)
626 200
[…] (72)
(244)
MVM setzt die überflüssige Energie (d. h. die zur Versorgung des öffentlichen Sektors nicht benötigte Elektrizität) seit 2003 - im Einklang mit dem Stromgesetz II (73) - mit Hilfe der nachstehenden Verkaufsmechanismen i. Auktionen für Erzeugungskapazitäten des öffentlichen Sektors, ii. Ausschreibungsverfahren für Kapazitäten, sowie iii. im Rahmen von Energiefreisetzungsprogrammen auf dem sog. „Marktplatz“ frei, um den Wettbewerbssektor zu versorgen. Die nachstehende Tabelle demonstriert die Durchschnittspreise, die im Zuge dieser Verkäufe erzielt wurden.
Tabelle 13
Durchschnittspreise, die MVM auf seinen Elektrizitätsauktionen, im Rahmen seiner Ausschreibungsverfahren und auf dem „Marktplatz“ erzielte (74)
Lieferjahr der auf Auktionen verkauften Elektrizität (75)
Gewichteter Durchschnittspreis der Elektrizitätsauktionen
(HUF/kWh)
Jahr des Verkaufs im Rahmen von Ausschreibungsverfahren und auf dem Marktplatz
Durchschnittspreis des Verkaufs im Rahmen von Ausschreibungsverfahren und auf dem Marktplatz
(HUF/kWh)
2004
4,7
2004
6,5
Auktion vom 17. Juni 2002
Schwachlast: 3,48
Grundlast: 8,4
2005
5,4
2005
8,1
Auktion vom 9. Dezember 2004
Schwachlast: 4,54
Grundlast: 8,32
Auktion vom 10. Juni 2005
Schwachlast: 4,6
Grundlast: 8,5
Auktion vom 21. Juli 2005
Grundlast: 9,3
Spitzenlast: 10,42
2006
9,9
2006
9,1
Auktion vom 9. November 2005
Schwachlast: 6,02
Grundlast: 9,74
Spitzenlast: 11,76
Auktion vom 31. Mai 2006
Grundlast: 11,33
(245)
Aus den vorstehenden Zahlen ist ersichtlich, dass sich der durchschnittliche Großhandelspreis der Elektrizität im Wettbewerbssektor in Ungarn in 2004 zwischen 4,7 HUF/kWh und 12,76 HUF/kWh bewegte. Elektrizität in diesem Preisrahmen verkauften an MVM im Rahmen der PPA das Kernkraftwerk Paksi Atomerőmű und das Kraftwerk Mátrai Erőmű. Der Stromerzeuger Dunamenti Erőmű, Block […] verkaufte Elektrizität im Rahmen der PPA zu einem Preis von […] HUF/kWh, der dem höchsten Marktpreis von ([…]) entsprach. Alle anderen Erzeuger stellten MVM Durchschnittspreise zwischen 13,86 HUF/kWh und 25,46 HUF/kWh in Rechnung. Das sind Preise, die um 10 bis 100 % höher sind als die höchsten Marktpreise.
(246)
In 2005 bewegten sich die Verkaufspreise außerhalb der geprüften PPA zwischen 5,4 HUF/kWh und 12,91 HUF/kWh. In diesem Preisrahmen verkauften Elektrizität im Rahmen ihrer PPA nur das Kernkraftwerk Paksi Atomerőmű und das Kraftwerk Mátrai Erőmű. Alle anderen Erzeuger stellten für ihre Elektrizität auf der Grundlage ihrer PPA Durchschnittspreise zwischen 13,99 HUF/kWh und 25,64 HUF/kWh in Rechnung. Das sind Preise, die um 10 bis 100 % höher sind als die höchsten Marktpreise.
(247)
In 2006 lagen die Verkaufspreise außerhalb der geprüften PPA zwischen 9,1 HUF/kWh und 14,27 HUF/kWh. In diesem Preisrahmen verkauften Elektrizität im Rahmen ihrer PPA nur das Kernkraftwerk Paksi Atomerőmű und das Kraftwerk Mátrai Erőmű (im Fall des Kernkraftwerks Paks eigentlich unter dem niedrigsten Marktpreis). Alle anderen Erzeuger stellten für ihre Elektrizität auf der Grundlage ihrer PPA Durchschnittspreise zwischen 16,67 HUF/kWh und 33,49 HUF/kWh in Rechnung. Das sind Preise, die um 15 % bis 135 % höher sind als die höchsten Marktpreise.
(248)
Die obigen Berechnungen gründen sich auf die Durchschnittspreise, d. h. sie rechnen nicht gesondert mit Schwachlast-, Grundlast- und Spitzenlastpreisen. Diejenigen Erzeuger, die ohne die PPA großenteils Spitzenlasterzeugnisse verkaufen würden (76), legten in ihrer Argumentation dar, dass ihre Preise mit den Grundlast-Preisen nicht vergleichbar sind. Die Kommission erkennt an, dass die Preise der Spitzenlastenergie gewöhnlich tatsächlich höher sind als die der Grundlastenergie. Vergleicht man diese Preise mit dem Stromverkauf am Markt (z. B. mit den Elektrizitätsauktionen von MVM), überschreitet der Durchschnittspreis der Spitzenlasterzeugnisse den Preis der Grundlasterzeugnisse im Großen und Ganzen um ca. 10 % bis 30 %.
(249)
Der Vergleich der Spitzenlastpreise von Csepeli Erőmű, von Dunamenti Erőmű Block F, sowie von […] mit den Spitzenlastpreisen auf den Elektrizitätsauktionen hingegen zeigt, ebenfalls gut erkennbar, dass die Ersteren höher sind als jeder Preis, der auf den Auktionen des dreijährigen Zeitraums für ein Spitzenlasterzeugnis bezahlt wurde. Überdies sind auch unter den Kraftwerken, die in Tabelle 11 aufgezählt sind und auf dem Markt ohne PPA Elektrizität verkaufen, Erzeuger (wie z. B. das Kraftwerk EMA), die ebenfalls vorwiegend Spitzenlasterzeugnisse verkauften.
(250)
Aus dem vorstehenden Vergleich geht hervor, dass die Preise der PPA, die von den Erzeugern im Rahmen der PPA, mit Ausnahme von Paksi Atomerőmű und Mátrai Erőmű, in den Jahren 2004 bis 2006 angewandt wurden, tatsächlich höher sind als die Marktpreise.
(251)
Somit verwirft die Kommission die diesbezüglichen Argumente der Beteiligten, dass die Preise ihrer PPA nicht über den Marktpreisen lagen.
(252)
Die obige Tabelle zeigt, dass die Preise von Mátrai Erőmű und Paksi Atomerőmű unter den höchsten Marktpreisen lagen. Die Preise von Mátrai Erőmű entsprechen dem höheren Niveau der Marktpreise. Obwohl seine Preise vermutlich tatsächlich konkurrenzfähiger sind als die Preise der anderen PPA, kann die Kommission nicht bejahen, dass das Kraftwerk auch ohne die PPA fähig gewesen wäre, zumindest dieselben Preise zu erzielen. In dieser Hinsicht bemerkt die Kommission, dass die Verkaufspreise der nicht im Rahmen der PPA betriebenen Blöcke von Mátrai Erőmű bedeutend niedriger sind als die Verkaufspreise seiner Blöcke, die an die PPA gebunden sind.
(253)
Die Kommission ist sich darüber im Klaren, dass die im Wettbewerbssektor (ohne die PPA) entstandenen Preise nicht als Gegenstücke derjenigen Marktpreise anzusehen sind, welche die Erzeuger ohne die PPA hätten erzielen können, wenn es in dem geprüften Zeitraum keine PPA gegeben hätte. Zweifelsohne beeinflussen die PPA, die annähernd 60 % des Erzeugungsmarkts decken, das übrige Marktsegment. Der Vergleich signalisiert aber zumindest die Größenordnung des Unterschieds zwischen den Preisen der geprüften PPA und den Preisen ohne PPA.
(254)
Budapesti Erőmű und Csepeli Áramtermelő Kft. behaupten, dass die PPA als gemeinwirtschaftliche Dienstleistungen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit anzusehen sind. Nach ihrer Ansicht erfüllen die PPA sämtliche Kriterien, die in dem Urteil in der Rechtssache Altmark aufgestellt worden sind, und sind deshalb nicht als staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag anzusehen.
(255)
Die Kommission prüfte diese Argumente, die sie aus den folgenden Gründen verwirft.
(256)
Nach den gemeinsamen Rechtsvorschriften haben die Mitgliedstaaten eine bestimmte Befugnis zum Ermessen dessen, welche Leistungen sie als gemeinwirtschaftliche Dienstleistungen ansehen. Es ist das Vorrecht des betreffenden Mitgliedstaats, den Bereich der gemeinwirtschaftlichen Dienstleistungen des Mitgliedstaats im Rahmen der gemeinsamen Rechtsvorschriften festzulegen. Die Begünstigten der Beihilfemaßnahmen sind nicht befugt, ihre eigenen Dienstleistungen als gemeinwirtschaftliche Dienstleistung zu qualifizieren.
(257)
Die ungarischen Behörden behaupteten im Zuge des vorliegenden Verfahrens hingegen niemals, dass irgendeiner der Erzeuger eine gemeinwirtschaftliche Dienstleistung erbringen würde, und unterstützten auch nicht die diesbezügliche Argumentation der Erzeuger.
(258)
Die Kommission vertritt im Übrigen den Standpunkt, dass die PPA die Kriterien, die im Urteil in der Rechtssache Altmark aufgestellt worden sind, nicht erschöpfen.
(259)
Erstens ist im Sinne des Altmark-Urteils die begünstigte Firma zur Erbringung von gemeinwirtschaftlichen Dienstleistungen verpflichtet, und zweitens muss der Mitgliedstaat ihre Pflichten bezüglich dieser Dienstleistungen eindeutig festlegen.
(260)
Nach den im geprüften Zeitraum geltenden ungarischen Rechtsvorschriften ist die Gewährleistung der Versorgungssicherheit die Pflicht von MVM. Dabei handelt es jedoch um eine generelle Pflicht, die sich darauf bezieht, dass der damalige einzige Versorgungsgroßhändler die zur Deckung des gesamten Elektrizitätsverbrauchs nötige Energieversorgung gewährleisten musste, es wurde jedoch keinem einzigen konkreten Stromerzeuger die Pflicht zur Erbringung von gemeinwirtschaftlichen Dienstleistungen auferlegt.
(261)
Die Zielsetzung bezüglich der Versorgungssicherheit trägt einen sehr allgemeinen Charakter. Man könnte gewissermaßen sagen, dass sämtliche Erzeuger des Energiesektors zur Verwirklichung dieser Zielsetzung beitragen. Die Beteiligten legten keine solchen, von den ungarischen Behörden ausgehändigten, amtlichen Dokumente vor, welche irgendeine gemeinwirtschaftliche Dienstleistung eindeutig festlegen würden, und einen konkreten Erzeuger (oder Erzeuger) mit der Erbringung dieser genau abgrenzbaren Dienstleistung betraut hätten.
(262)
In diesem Zusammenhang sind die PPA ähnlich, sie legen die Pflichten der Partner fest, legen jedoch keine konkreten öffentlichen Dienstleistungen fest. Die Tatsache an sich, dass alle zehn, im Rahmen der PPA tätigen Erzeuger ihre Kapazitäten für MVM buchen müssen, bedeutet nicht, dass sie ausgesprochen für die Erbringung von öffentlichen Leistungen ausersehen sind. Diese Betrachtungsweise würde, wie darauf im Vorstehenden hingewiesen worden ist, zu der Schlussfolgerung führen, dass der gesamte Energieerzeugungssektor die Kriterien der gemeinwirtschaftlichen Dienstleistungen erfüllt. Dies widerspricht offensichtlich der Bedeutung, die diesem Begriff in der gemeinsamen Gesetzgebung und Rechtsanwendung zugeordnet worden ist.
(263)
Im vorliegenden Fall sind die vermeintlichen Pflichten zur Erbringung von öffentlichen Dienstleistungen nicht genau definiert, und kein einziger Erzeuger ist verpflichtet, derartige konkret festgesetzte öffentliche Dienstleistungspflichten zu erfüllen.
(264)
Die Beteiligten heben hervor, dass die PPA solche Dokumente sind, welche den Erzeugern die Pflicht zur Erbringung von gemeinwirtschaftlichen Dienstleistungen auferlegen. Die PPA enthalten hingegen keinerlei konkrete Definitionen betreffend die gemeinwirtschaftlichen Dienstleistungen, und weisen nicht auf eine solche Pflicht und auch nicht auf solche Rechtsvorschriften hin, die in Hinsicht auf gemeinwirtschaftliche Dienstleistungen, die vom Staat auf andere Organisationen abgewälzt werden, als Rechtsgrundlage dienen würden.
(265)
In ihren bisherigen Entscheidungen (77) erkannte die Kommission an, dass die Versorgungssicherheit, im Sinne von Artikel 8 Absatz 4 Richtlinie 96/92/EG (vgl. Artikel 11 Absatz 4 Richtlinie 2003/54/EG), eine gemeinwirtschaftliche Dienstleistung darstellen kann, vorausgesetzt, dass zur Erzeugung der Elektrizität vorrangig heimische Primärenergieträger als Brennstoffe eingesetzt werden, und die Elektrizität 15 % der in einem Kalenderjahr zur Deckung des gesamten Elektrizitätsverbrauchs des betreffenden Mitgliedstaats notwendigen Primärenergie nicht überschreitet.
(266)
Mátrai Erőmű Rt. war der einzige Erzeuger, der aussagte, dass er einheimische Primärenergieträger einsetzt. Keiner der anderen Erzeuger brachte ein solches Argument vor. Aber auch Mátrai Erőmű Rt. legte kein einziges amtliches Dokument vor, in dessen Sinne der ungarische Staat ihn ausdrücklich mit einer genau definierten gemeinwirtschaftlichen Dienstleistung beauftragt hätte.
(267)
Anhand des Vorstehenden verwirft die Kommission das Argument, dass die PPA im Bereich der Energieversorgungssicherheit öffentliche Dienstleistungen verwirklichen würden.
(268)
Zweitens hätten die Kennzahlen, die als Grundlage für die Berechnung des Ausgleichs dienten, zu einem früheren Zeitpunkt, auf eine objektive und transparente Weise festgelegt werden müssen, und der Ausgleich dürfte den Wert der eingegangen Verpflichtung, d. h. den Betrag, der zur vollständigen oder teilweisen Deckung von Kosten aus der Erbringung der öffentlichen Dienstleistung notwendig ist, unter Beachtung der Einnahmen und des angemessenen Gewinns, nicht übersteigen (78).
(269)
In Ermangelung einer präzisen Definierung der zu erbringenden gemeinwirtschaftlichen Dienstleistungen, insbesondere in Ermangelung der genauen Abgrenzung der genannten Dienstleistungen von der alltäglichen Tätigkeit des betreffenden Erzeugers, ist es unmöglich, die Kennzahlen des Ausgleich festzustellen bzw. zu überprüfen, ob der Ausgleich den Wert der eingegangen Verpflichtung überstieg. Es kann noch nicht einmal das genau festgestellt werden, was der Ausgleich konkret darstellt.
(270)
Die Kennzahlen, auf deren Grundlage die Preise der PPA gebildet wurden, sind nicht vergleichbar mit den Kennzahlen zur Berechnung des Ausgleichs für gemeinwirtschaftliche Dienstleistungen, denn der Preis ist mit dem Ausgleich keinesfalls identisch. Dass der Preis ausschließlich die Summe der Erzeugungskosten sowie die Gewinnspanne enthält, bedeutet nicht zugleich, dass er keinerlei übermäßigen Ausgleich enthält. Nämlich sind viele Kosten, die als Erzeugungskosten verrechnet sind, gewöhnliche Kosten, die jeder Stromerzeuger selbst tragen sollte, im Gegensatz zu den Mehrkosten, die mit der Erbringung von gemeinwirtschaftlichen Dienstleistungen verbunden sind.
(271)
Drittens muss der Betrag des Ausgleichs anhand einer Kostenanalyse festgelegt werden, wenn die Gesellschaft, die mit der Erbringung der öffentlichen Dienstleistungen beauftragt werden soll, nicht im Rahmen einer Ausschreibung ausgewählt wurde. Die Kostenanalyse basiert auf Kostenelementen, die jedes durchschnittliche, gut vorbereitete und ausgerüstete Unternehmen im Rahmen der eingegangenen Verpflichtung, unter Beachtung der Erträge und des angemessenen Gewinns, tragen würde.
(272)
Neun von zehn PPA wurden nicht im Rahmen einer Ausschreibung unterzeichnet. Zwar wurde im Fall von Kispesti Erőmű ein Ausschreibungsverfahren durchgeführt, ein konkretes Ziel bezüglich der gemeinwirtschaftlichen Dienstleistungen wurde nicht festgelegt. Infolge dessen ist es äußerst schwierig zu beurteilen, welcher Teil der Tätigkeit des Erzeugers den öffentlichen Dienstleistungen zuzuordnen wäre, und wie hoch der Ausgleich sein müsste, damit er den Wert der eingegangenen Leistung nicht übersteigt.
(273)
Überdies legten weder die ungarischen Behörden noch die Beteiligten eine einschlägige Kostenanalyse zur Bestätigung dessen vor, dass die Kosten tatsächlich den Kosten eines durchschnittlichen Unternehmens entsprechen.
(274)
Die Kommission bemerkt schließlich, dass - mit Ausnahme von Kispesti Erőmű - sämtliche PPA ohne Ausschreibung unterzeichnet worden sind.
(275)
Somit entsprechen die PPA nicht den Kriterien, die in dem Urteil in der Rechtssache Altmark aufgestellt sind.
(276)
Die Beteiligten legten in ihrer Argumentation dar, dass Artikel 86 Absatz 2 EG-Vertrag auch dann für die PPA anwendbar ist, wenn diese im Übrigen die Kriterien, die in dem Urteil in der Rechtssache Altmark aufgestellt sind, nicht erfüllen. Punkt 7.7 der vorliegenden Entscheidung beschäftigt sich mit der Vereinbarkeit der Maßnahme mit Artikel 86 Absatz 2 EG-Vertrag.
(277)
Die PPA wurden mit einzelnen Unternehmen eines bestimmten Wirtschaftszweiges abgeschlossen. Die an den PPA beteiligten Gesellschaften sind in der vorstehenden Tabelle 1 aufgezählt.
(278)
Nach der Argumentation von AES-Tisza Erőmű Kft. sind die PPA nicht selektiv, weil langfristige Vereinbarungen im gesamten Energiesektor zustande kamen, so z. B. zwischen MVM und den Erzeugern, zwischen MVM und den Stromversorgungsunternehmen, sowie in Bezug auf den Import von Elektrizität. Der Beteiligte behauptet, dass infolge der damaligen ungarischen Rechtsvorschriften sämtliche Erzeuger mit MVM Vertrag geschlossen hatten, bzw. kurzfristige Vereinbarungen nur die erneuerbare Energie einsetzenden Erzeuger und die verbundenen Unternehmen unterzeichneten.
(279)
Die ungarischen Behörden legen in ihren Beiträgen zu den Stellungnahmen der Beteiligten dar, dass bedeutende Kraftwerke und Kraftwerkblöcke Elektrizität ohne PPA und ohne feste Abnahme auf dem Markt verkaufen (wie z. B. Dunamenti Erőmű Block G1, Vértesi Erőmű, Mátrai Erőmű Blöcke I und II).
(280)
Tatsächlich sind bedeutende Kraftwerke und Kraftwerkblöcke ohne PPA tätig (vgl. Beispiele, aufgezählt von den ungarischen Behörden). Auch AES-Tisza Erőmű Kft. selbst betreibt zwei Kraftwerke, die nicht im Rahmen der PPA tätig sind.
(281)
Ferner bemerkt die Kommission, dass die Tatsache, dass eine Beihilfe nicht für einen von vornherein festgelegten Begünstigten oder mehrere von vornherein festgelegte Begünstigte gilt, sondern einer Reihe objektiver Voraussetzungen unterliegt, aufgrund deren sie einer unbestimmten Zahl zunächst nicht individualisierter Begünstigter gewährt werden kann, nicht genügt, um den selektiven Charakter der Maßnahme und damit deren Einstufung als staatliche Beihilfe zu verneinen (79).
(282)
Überdies ist im Sinne der Rechtsprechung des Gerichtshofs eine Maßnahme, die einen Wirtschaftszweig gegenüber anderen Wirtschaftszweigen in ähnlicher Lage Vorteile verschafft, als selektive Maßnahme zugunsten des betreffenden Wirtschaftszweiges anzusehen (80).
(283)
Die Kommission kommt aufgrund der vorstehenden Erwägungen zu dem Ergebnis, dass die PPA selektive Maßnahmen sind.
(284)
Die Kommission muss prüfen, ob die PPA mit der Zuführung von staatlichen Mittel verbunden sind.
(285)
Ein maßgebender Grundsatz sämtlicher geprüfter PPA ist die Pflicht von MVM, während eines 15- bis 27-jährigen Zeitraums eine feste Erzeugungskapazität bzw. eine feste Strommenge zu einem Preis zu kaufen, der die fixen und die variablen Kosten des Erzeugers deckt. Somit ist MVM verpflichtet, während der gesamten Laufzeit des Vertrags einen festen Preis für eine feste Kapazität (Kapazitätsentgelt) bzw. für eine feste Strommenge (Energieentgelt) an die Erzeuger zu bezahlen. Nach dem obigen Kapitel 2 schreiben einzelne PPA für MVM auch noch zusätzliche finanzielle Pflichten vor. Die kontinuierliche Übertragung von Finanzmitteln an die Erzeuger (d. h. die Bezahlung der vorstehend genannten Entgelte) ist der integrale Bestandteil sämtlicher PPA und erstreckt sich auf die gesamte Laufzeit. Je länger die Laufzeit der PPA ist, desto größer ist selbstverständlich der Gesamtwert der übertragenen Finanzmittel.
(286)
Um feststellen zu können, ob die Übertragung der Mittel von MVM an die Erzeuger als Verwendung von staatlichen Mitteln anzusehen ist, beurteilte die Kommission die Maßnahme besonders aus zwei Aspekten:
(287)
Der Gerichtshof stellte in seinem Urteil in der Rechtssache PreussenElektra fest, dass die Regelung eines Mitgliedstaats, durch die private Elektrizitätsunternehmen verpflichtet werden, von bestimmten Erzeugern Strom zu festen Preisen abzunehmen, die über dem Marktpreis liegen, nicht als Verwendung von staatlichen Mitteln anzusehen ist und somit keine staatliche Beihilfe darstellt.
(288)
Die Kommission ist der Ansicht, dass sich das ungarische System von dem, das in der vorstehend genannten Entscheidung geprüft worden ist, in bedeutendem Maße unterscheidet, in erster Linie wegen der unterschiedlichen Eigentümerstruktur der Unternehmen, die die Verpflichtung eingehen.
(289)
In der Rechtssache PreussenElektra handelte es sich bei dem Unternehmen, das durch die staatliche Regelung zum Kauf verpflichtet wurde, um ein privates Unternehmen. Im Gegensatz dazu ist MVM ein zu hundert Prozent staatseigenes Unternehmen. Somit sind Mittel, die von MVM verwendet werden, Mittel eines staatseigenen Unternehmens, die unter dessen Kontrolle stehen.
(290)
In der angerufenen Rechtssache stellte sich bei der Verfolgung des Geldwegs vom Begünstigten bis zum Geldgeber heraus, dass diese Gelder niemals, weder unmittelbar noch mittelbar, vom Staat verwaltet wurden. In dem vorliegenden Fall gelangt das Geld jedoch unter staatliche Kontrolle, weil durch Rückverfolgung des Geldwegs bis zur Quelle feststellbar ist, dass diese Gelder unter die Lenkung des staatlichen Unternehmens gelangten.
(291)
Die Kommission ist ferner der Ansicht, dass die Verhaltensweise von MVM dem ungarischen Staat zuzurechnen ist. Es muss hinzugefügt werden, dass die ungarischen Behörden im Zuge des vorliegenden Verfahrens niemals behaupteten, dass die PPA nicht dem Staat zuzurechnen wären und somit nicht mit der Zuführung von staatlichen Mitteln verbunden seien.
(292)
Dass die PPA MVM eine Abnahmepflicht zur Gewährleistung der Effizienz der betreffenden Stromerzeuger auferlegen, ist dem ungarischen Staat zurechenbar. In Anbetracht dessen, dass dieses - während der gesamten Laufzeit geltende - Leitprinzip der PPA zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der Verträge festgelegt worden ist, muss die Kommission die Abschlussbedingungen der Verträge untersuchen (d. h. diejenigen Umstände, unter denen dieses Leitprinzip festgelegt wurde), um entscheiden zu können, ob dies dem ungarischen Staat zuzurechnen ist oder nicht.
(293)
Die Kommission berücksichtigte bei der Beurteilung der Frage bezüglich der Zurechenbarkeit zum Staat unter anderen die nachstehenden Umstände.
(294)
MVM war zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA aufgrund des Stromgesetzes I gesetzlich dazu verpflichtet, Ungarns Versorgungssicherheit zu niedrigsten Preisen zu gewährleisten.
(295)
Nach dem gleichen Stromgesetz I war MVM verpflichtet, Erhebungen in Bezug auf die Elektrizitätsnachfrage vorzunehmen und auf dessen Grundlage die notwendige Erzeugungskapazitätserweiterung zu veranlassen. MVM war verpflichtet, einen Landesweiten Kraftwerkbauplan zu erstellen, der zur Annahme der Regierung und dem Parlament vorgelegt werden musste.
(296)
Die ungarische Regierung und die Beteiligten legten in ihren Stellungnahmen übereinstimmend dar, dass die PPA zum Zeitpunkt ihrer Unterzeichung für den ungarischen Staat als Instrument dazu dienten, die Versorgungssicherheit zu gewährleisten bzw. die anderen Zielsetzungen des Kabinetts im Energiebereich - wie die Modernisierung der Stromerzeugungsinfrastruktur, unter besonderer Beachtung der jeweiligen Umweltschutzvorschriften, sowie die Umstrukturierung des Stromversorgungssektors - zu verwirklichen (83). Csepeli Áramtermelő Kft. erläutert in seinen Stellungnahmen: „Die PPA müssen demnach beurteilt werden, was sie sind: integrale Bestandteile des Versuchs der ungarischen Regierung, mit Hilfe von MVM ein erweitertes Erzeugungsportfolio auszubauen, in einem solchen Zeitraum, in dem der Staat nicht die Finanzmittel dazu hat, dies selbst zu realisieren“ (84).
(297)
Die ungarischen Behörden teilten der Kommission mit (85), dass die Vorbereitung der Unterzeichnung der PPA im Rahmen des Privatisierungsverfahrens der Kraftwerke nach dem Regierungserlass Nr. 1114/1994 (XII.7.) begonnen hat. Im Zuge der Vorbereitung der PPA und des gesamten Privatisierungsverfahrens arbeiteten die Ungarische Energiebehörde (die Regulierungsbehörde), das Ministerium für Industrie und Handel, das Finanzministerium, die Állami Vagyonügynökség Rt./Treuhandanstalt/, d. h. die zuständige Regierungsstelle für die Privatisierung, MVM, ferner viele internationale Beraterfirmen eng zusammen.
(298)
Im Rahmen der Vorbereitung wurde eine - sich aus Vertretern eines Teils der obigen Organe zusammensetzende - Arbeitskommission aufgestellt, die unter anderem eine Richtlinie betreffend die Ausarbeitung der PPA und die Preisbildungsmechanismen annahm.
(299)
Die ungarische Regierung ließ von einer internationalen Rechtsanwaltkanzlei ein einheitliches Vertragmuster für die PPA erstellen. Die ungarischen Behörden bestätigten, dass die PPA dieses einheitliche Vertragsmuster befolgten. Ferner bekräftigten sie, dass die Preisbildungsmechanismen der PPA auf dem Kabinettsbeschluss Nr. 1074/1995 (VIII.4.) über die Preisregelung der elektrischen Energie basiert sind. Dieser Kabinettsbeschluss enthielt die besonderen Vorschriften betreffend die Berechnung der regulierten Stromtarife. Die PPA übernahmen die im Kabinettsbeschluss aufgeführten Formeln und Definitionen (86).
(300)
Die Entscheidung über die Unterzeichnung der PPA traf - sowohl im Zusammenhang mit der Privatisierung als auch im Anschluss daran - der Vorstand von MVM. Die Vorstandsmitglieder werden von der Generalversammlung gewählt. Nach Auskunft der ungarischen Behörden (87)„mit Rücksicht darauf, dass die MVM Rt. zu mehr als 99 % ein staatseigenes Unternehmen ist, erfolgt die Kandidatur, die Wahl bzw. die Abberufung der Vorstandsmitglieder nach Staatswillen“.
(301)
Nach Regierungserlass Nr. 34/1995 (IV.5.) über die Durchführung des Stromgesetzes I war MVM verpflichtet, innerhalb von neunzig Tagen nach Annahme des Kraftwerkbauplans eine Ausschreibung zu organisieren.
(302)
Die PPA von Kispesti Erőmű Rt. wurde im Anschluss an die Ausschreibung nach dem nachstehenden Rechtsverfahren unterzeichnet.
(303)
1997 gaben das verantwortliche Fachministerium und die Ungarische Energiebehörde eine gemeinsame Richtlinie über die Verfahrensordnung für die Genehmigung des Kraftwerkbaus und die allgemeinen Wettbewerbsvorschriften aus.
(304)
Die Richtlinie begründet die Notwendigkeit der Umwandlung der Eigentümerstruktur bzw. der Errichtung neuer Stromerzeugungskapazitäten. In der Richtlinie sind die nachstehenden Zielsetzungen aufgeführt: Gewährleistung der Versorgungssicherheit zu den niedrigsten Preisen; Modernisierung der Stromerzeugungsinfrastruktur, unter besonderer Beachtung der jeweiligen Umweltschutzvorschriften; Diversifizierung der Primärenergieträger; Errichtung eines flexibleren, über die notwendige Reserveenergie verfügenden Elektrizitätsnetzes, das fähig ist mit den westeuropäischen Elektrizitätsnetzen zusammenzuwirken. Sie hebt auch hervor, dass die Betätigung des künftigen Elektrizitätsnetzes „im Rahmen der gesetzlichen Preisbildung die lukrative Tätigkeit und Wartung ermöglichen muss“ (88).
(305)
Nach Punkt 2 der gemeinsamen Richtlinie des Ministeriums und der Ungarischen Energiebehörde soll infolge der Realisierung der vorstehend genannten Zielsetzungen „unter Einhaltung der Umweltschutzvorschriften ein modernes Elektrizitätsnetz errichtet werden, das die europäische Zusammenarbeit, die Rentabilität der Investitionen und die Erstattung der gerechtfertigten Kosten eines effizient tätigen Netzbetreibers sowie Preise gewährleistet, die eine langfristige lukrative Tätigkeit garantieren. Diese Zielsetzungen sind auf eine solche Weise zu erfüllen, dass (…) die Primärenergieversorgung gewährleistet ist, und die Investoren ihre Investitionen und ihre Kapitalrendite in Sicherheit wissen können, (…) und die Vorhaben der Regierung verwirklicht werden.“.
(306)
Die gemeinsame Richtlinie regelt ferner das Ausschreibungsverfahren bezüglich der Herstellung von Elektrizitätserzeugungskapazität.
(307)
Der letzte Vorschlag bezüglich des Gewinners der Ausschreibung wurde von der zuständigen Hauptkommission vorgelegt. Die Mitglieder dieser Hauptkommission waren Vertreter des Wirtschaftsministeriums, des Umweltschutzministeriums, der Ungarischen Energiebehörde, der MVM Rt. und der ERSTE Bank. Die abschließende Entscheidung traf der Vorstand von MVM. Nach der gemeinsamen Richtlinie musste das offizielle Ergebnis der Ausschreibung (ausschließlich) im Amtsblatt des Ministeriums bekannt gegeben werden.
(308)
Das Stromgesetz II setzt das Bestehen der PPA von vornherein voraus. Dieses Gesetz, das im Zeitraum der Beurteilung den gesetzlichen Rahmen für den ungarischen Elektrizitätsmarkt schaffte, verweist in zahlreichen Fällen auf die langfristigen Abnahmepflichten der PPA.
(309)
Nach Paragraph 5 Absatz 2 Regierungserlass Nr. 183/2002 (VIII.23.) über die verlorenen Kosten ist MVM verpflichtet, eine Neuverhandlung der Stromabnahmemengen im Rahmen der PPA einzuleiten. Somit verpflichtet der Regierungserlass MVM, Anträge zur Änderung der PPA vorzulegen.
(310)
AES-Tisza Erőmű Kft. behauptet in seinen Stellungnahmen, dass die Preise der PPA im Anschluss an die Preisregelungsperiode (d. h. nach dem 1. Januar 2004, mit Ausnahme der neuen Preisregelung in 2007) nicht dem Staat zuzurechnen sind, sondern infolge der Verhandlungen zwischen dem betreffenden Stromerzeuger und MVM entstanden.
(311)
Die Kommission erkennt an, dass die genaue Summe der Mittel, die den Begünstigten übertragen worden sind, nicht ausschließlich von den Klauseln, die in den PPA aufgeführt und dem Staat zuzurechnen sind, sondern auch von den periodischen zweiseitigen Verhandlungen zwischen MVM und den Stromerzeugern abhängig ist. Tatsächlich gewähren die PPA den Partnern einen gewissen Spielraum, um Vereinbarungen treffen zu können über die Stromabnahmemenge sowie über einzelne Kostenelemente, die - wie in Erwägungsgrund 356 erwähnt - von vielen Faktoren abhängig und korrektionsbedürftig sind. Jedoch kann aus den Verhandlungen über die Stromabnahmemengen niemals eine geringere Menge als die feste Abnahmemenge der PPA resultieren. Gleichermaßen können auch die Preisverhandlungen ausschließlich im Rahmen der Preisbildungsmechanismen durchgeführt werden, die dem Staat zuzurechnen sind. Die Preisverhandlungen können die Abnahmepflicht zu festen Preisen, d. h. zu Preisen, die die gerechtfertigten Kosten und den nötigen Gewinn zur Betreibung des Kraftwerks garantieren, also nicht in Frage stellen.
(312)
Überdies ist - unabhängig von den periodischen Verhandlungen zwischen MVM und den Erzeugern - die Zuführung staatlicher Mittel an die Begünstigten an sich mit der Tatsache verbunden, dass die PPA die Buchung des größten Teils der Erzeugungskapazitäten gegen Entgelt vorschreiben.
(313)
In ihren Stellungnahmen (89) waren sämtliche Beteiligten damit einverstanden, dass die wichtigsten Preisformeln und Preisbildungsmechanismen der PPA nach dem 1. Januar 2004 den Hauptregeln der Preisregelung folgten. Der Stromerzeuger […] (90) selbst legte sowohl in seiner vorstehend genannten Stellungnahme als auch in seiner Stellungnahme zur Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens dar, dass die Preisverhandlungen die Anwendung der Preisformeln „rechtfertigten“ und deren Inhalt „auslegten“ (91). Er erkennt an, dass die PPA kostenbasiert sind und die gerechtfertigten Kosten decken, ferner dass die Preisbildungsmechanismen, die in den Preisverordnungen angewandt werden, von vornherein in hohem Maße berücksichtigt wurden.
(314)
Überdies führt […] aus, dass die Preisformel, die in der Änderung seiner PPA vom Jahre […] aufgeführt ist, ebenfalls auf Regierungserlassen beruht: „Die Formel zur Berechnung des Verfügbarkeitsentgelts in der Änderung vom Jahre […] (Verzeichnis […] Anlage […]) stimmt mit der Formel überein, welche in den einschlägigen Verordnungen das maximale Verfügbarkeits- und Energieentgelt für die Erzeuger festsetzt.“ (In der Fußnote ist ein Bezug auf die Verordnungen Nr. 55/1996/IKIM und Nr. 46/2000/GM, ferner auf die zuletzt vor dem 1. Januar 2004 anzuwendende Rechtsvorschrift, die Verordnung Nr. 60/2002/GKM auffindbar.).
(315)
Aus dem Vorstehenden ist ersichtlich, dass die Leitprinzipien der PPA, die unter den vorstehend beschriebenen Umständen, zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der Verträge festgelegt worden sind, weder von den Preisverhandlungen noch von den Änderungen der PPA berührt wurden. Die Grundlage der PPA bildet auch heute noch dasselbe Prinzip, d. h. die Abnahmepflicht zur Gewährleistung der Kapitalrendite.
(316)
Aufgrund des Vorstehenden ist es offensichtlich, dass die gegenüber den Erzeugern bestehende Abnahmepflicht von MVM, die auf dem Prinzip der Deckung von gerechtfertigten fixen und variablen Kosten beruht, dem ungarischen Staat zurechenbar ist.
(317)
Nach ständiger Rechtsprechung gilt überdies eine Maßnahme nicht nur dann als staatliche Beihilfe, wenn die den Unternehmen gewährte Begünstigung in einer unmittelbaren und feststehenden Inanspruchnahme staatlicher Mittel zum Ausdruck gefunden hat, sondern auch dann, wenn die Begünstigung, falls sich eine gegebene Bedingung zukünftig erfüllen sollte, eine zusätzliche Belastung für den staatlichen Haushalt darstellen wird, die ohne diese Begünstigung hätte vermieden werden können (92). Im Jahr 2004 stand fest, dass MVM eine solche zusätzliche Belastung mit aller Wahrscheinlichkeit dann tragen muss, wenn die Stromerzeuger und die Importeure niedrigere Preise anbieten werden als die Preise der PPA, denn diese Angebote würden MVM dazu veranlassen, sein Elektrizitätsversorgungs-Portfolio zu ändern und daraus folgend die von den Erzeugern im Rahmen der PPA gekaufte Menge zu verringern bzw. die Herabsetzung ihrer Preise zu erzielen. MVM hat jedoch aufgrund der in den PPA verankerten Pflicht keine solche Wahlmöglichkeit, denn MVM kann - wie im Vorstehenden bereits dargelegt worden ist - die von den Erzeugern im Rahmen der PPA gekaufte Menge nicht unter eine gegebene Mindestmenge (feste Abnahmemenge) herabsetzen, ferner kann MVM mit alternativen Anbietern keine Preisverhandlungen führen, weil ihn die kostenbasierten Preisbildungsmechanismen der PPA binden. Die Kommission ließen diese Tatsache sowie die Ausführungen in den Erwägungsgründe 315 und 316 zu dem Schluss kommen, dass die Bedingungen für die Übertragung von staatlichen Mitteln in den PPA seit dem 1. Mai 2004 bestanden und während der gesamten Laufzeit der PPA, unabhängig von den tatsächlichen Marktverhältnissen, auch bestehen werden, weil die PPA MVM daran hindern, solche Alternativen zu suchen und zu finden, welche es ermöglichen würden, den Aufwand für den Kauf von Elektrizität, welche zur Deckung seiner Bedürfnisse nötig ist, auf ein Minimum herabzusetzen.
(318)
Aus den vorstehenden Erwägungen folgt, dass die PPA zur Zuführung von staatlichen Mitteln führen.
(319)
Die Strommärkte wurden für den Wettbewerb geöffnet und Strom wird zwischen den Mitgliedstaaten insbesondere seit Inkrafttreten der Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (93) gehandelt.
(320)
Maßnahmen, die Energie erzeugende Unternehmen in einem Mitgliedstaat begünstigen, können daher die Fähigkeit von Unternehmen aus anderen Mitgliedstaaten beschränken, Strom in den erstgenannten Staat zu exportieren, oder den Export von Strom in die letztgenannten Staaten begünstigen. Dies gilt besonders für Ungarn, das zentral in Europa liegt, und mit mehreren aktuellen und zukünftigen Mitgliedstaaten verbunden oder leicht zu verbinden ist.
(321)
Dies gilt besonders für Ungarn, das zentral in Europa liegt, und wo vier von sieben Nachbarstaaten Mitgliedstaaten der Europäischen Union sind. Von den vier Mitgliedstaaten ist Ungarns Elektrizitätssystem mit dem der Slowakei, mit dem von Österreich und von Rumänien verbunden. In 2004 importierte Ungarn annähernd 14 000 GWh, und exportiert wurden 6 300 GWh. Seit 2005 stieg die Einfuhr über 15 000 GWh, die Ausfuhr liegt zwischen 8 000 und 10 000 GWh.
(322)
In den Jahren nach dem Beitritt von Ungarn zur Europäischen Union waren annähernd 60 % der ungarischen Erzeugungskapazität von den PPA gebucht. Die PPA laufen Ende 2010 und Ende 2024 ab. Die Bedingungen für die Abnahmepflicht von MVM bleiben bis zum Ablauf der Vereinbarungen unverändert bestehen.
(323)
Der erste Schritt für die Öffnung des ungarischen Strommarktes wurde am 1. Juli 2004 getan, als sämtliche Nicht-Haushalts-Kunden zu zugelassenen Kunden wurden, und so Elektrizität von einem Lieferanten ihrer Wahl kaufen konnten. Der öffentliche Sektor wurde mit Wirkung vom 1. Januar 2008 abgeschafft, somit wurden alle Kunden zu „zugelassenen Kunden“.
(324)
Der größte Teil der zugelassenen Kunden wählte auch trotz der Marktöffnung in 2004 nicht den freien Wettbewerb. Die Sektoruntersuchung der Ungarischen Wettbewerbsbehörde auf dem ungarischen Elektrizitätsmarkt kam zu dem eindeutigen Ergebnis, dass die Knappheit der konkurrenzfähigen Kapazitäten, welche wegen der bedeutenden Kapazitätsbuchungen im Rahmen der PPA entstand, eine bedeutende Marktzutrittsschranke darstellt (94). Im Rahmen der PPA sind nahezu 60 % der ungarischen Erzeugungskapazität an den öffentlichen Sektor und allein an MVM gebunden, und im Wettbewerb um neue Kunden kann in Wirklichkeit nur die restliche Kapazität stehen.
(325)
Die gebuchten Kapazitäten, d. h. die auf eine solch lange Frist garantierten Mengen, stellen auch eine Schranke für den Marktzutritt neuer Stromerzeuger dar, weil 60 % der Gesamtkapazität an ein einziges - Abnahmegarantie gewährendes - (staatseigenes) Unternehmen gebunden sind.
(326)
Die Kommission beachtete auch in diesem Zusammenhang die Sektoruntersuchung der Ungarischen Wettbewerbsbehörde, die ausdrücklich konstatierte, dass die PPA dadurch zur Abschottung des Marktes führen, indem sie die zugelassenen Kunden daran hindern, den Lieferanten zu wechseln, und den Marktzutritt der potenziellen Großhändler verhindern (95).
(327)
Überdies führt die Knappheit von außerhalb der PPA verfügbaren Kapazitäten zur Erhöhung der Preise am Wettbewerbsmarkt. Die im Rahmen der PPA gebuchte bedeutende Kapazitätsmenge und Strommenge beeinflussen auch die Marktpreise.
(328)
Nach der Mengenanalyse des Regionalen Forschungszentrums für Energiewirtschaft über den Einfluss der PPA auf die Großhandelspreise der Elektrizität in Ungarn (96) führen die PPA zu höheren Marktpreisen, als welche ohne die PPA erzielbar wären. Die Studie behauptet generell auch, dass die PPA einen der Hauptfaktoren darstellen, durch die eine solche Marktstruktur zustande kommt, die „mit den Grundsätzen der Funktionsweise des Wettbewerbsmarkts unvereinbar ist“ (97). Die Studie schlug im Übrigen die Aufhebung der PPA vor, als Lösung zur Gewährleistung des freien Wettbewerbs auf dem ungarischen Elektrizitätsgroßhandelsmarkt.
(329)
Die Kommission ging in ihrer Untersuchung des europäischen Elektrizitätssektors (98) ebenfalls auf den Einfluss der PPA auf den Wettbewerb und den Handel ein. Die Kommission stellt in den Erwägungsgründe 467-473 fest: „Die langfristigen Strombezugsvereinbarungen (PPA) sind ebenfalls dazu geeignet, die auf dem Großhandelsmarkt regelmäßig umgesetzte Strommenge zu beeinflussen“. Im Zusammenhang mit den PPA in Polen sagt das Dokument aus, dass „sie ein entscheidendes Hindernis im Wege der Entwicklung des polnischen Großhandelsmarkts darstellen“. Und fährt so fort: „Eine ähnliche Situation besteht auch in Ungarn, wo die Magyar Villamos Művek (MVM), d. h. der öffentliche Versorgungsgroßhändler im Rahmen der PPA Strom kauft und anschließend an die lokalen Weiterverkäufer verkauft. Die ungarischen PPA, die den größten Teil der Elektrizitätsnachfrage des Mitgliedstaats decken, können den Großhandel im Vergleich zu den vorstehenden Darlegungen im Zusammenhang mit dem polnischen Großhandelsmarkt in ähnlichem oder in noch größerem Ausmaß beeinflussen.“
(330)
Sämtliche vorstehend genannten Studien kommen also zu dem Schluss, dass die PPA zu Marktverzerrungen führen und den innergemeinschaftlichen Handel beeinflussen können.
(331)
Die Beteiligten legten in ihren Argumentationen auch dar, dass es wahrheitswidrig sei, dass die Knappheit der verfügbaren freien Kapazitäten zur Marktverzerrung führen würde, weil die Kapazitätsauktionen von MVM bestätigen, dass das Unternehmen nicht einmal seine angebotene Elektrizität verkaufen konnte.
(332)
Der Vergleich der angebotenen Menge und der erfolgreich verauktionierten Elektrizität (99) zeigt jedoch, dass MVM auf fast allen Auktionen sämtliche angebotene Elektrizität verkaufte. In den meisten Fällen verkaufte MVM sogar noch die zusätzlichen 10 % an Elektrizität, die gesetzlich zugelassen sind.
(333)
Die Beteiligten hoben in ihren Stellungnahmen ferner hervor, dass viele andere Faktoren den Handel und den Ausbau des freien Wettbewerbs auf dem ungarischen Elektrizitätsgroßhandelsmarkt beeinflussten. Selbstverständlich ist auch die Kommission der Ansicht, dass die PPA nicht den einzigen Faktor darstellen, der den Wettbewerb und den Handel beeinflusst. Auch sämtliche vorstehend genannten Studien erkennen an, dass eine Großzahl anderer Faktoren (die Rechtsvorschriften, der uneingeschränkte Zugang zu den grenzüberschreitenden Kapazitäten, der bedeutende Einfluss der Preisentwicklung an den internationalen Elektrizitätsmärkten usw.) ebenfalls Einfluss auf die erfolgreiche Öffnung des Marktes sowie das effektive Preisniveau haben. Zugleich wird von sämtlichen Studien, die der Kommission im Zuge des vorliegenden Prüfverfahrens vorgelegt worden sind, mit Ausnahme der von AES-Tisza Erőmű Kft. angeforderten und vorgelegten Studie (100), eindeutig anerkannt, dass die PPA den Wettbewerb und den Handel entscheidend beeinflussen.
(334)
Die Kapazitätsbuchungen im Rahmen der PPA, die feste Stromabnahmemenge und der Preismechanismus schützen die Erzeuger während der gesamten Laufzeit der Verträge vor Geschäftsrisiken in Verbindung mit der Betreibung ihrer Erzeugungsanlagen. Zu Letzteren gehören - wie das in der vorstehenden Erwägungsgrund 211 dargelegt worden ist - die schwankenden Elektrizitätserzeugungskosten, insbesondere die steigenden Brennstoffpreise, die Veränderungen der Endkundentarife sowie die schwankende Elektrizitätsnachfrage der Endkunden. Da diese Risiken gewöhnliche Risiken sind, die jeder Stromerzeuger, der nicht im Rahmen der PPA tätig ist, selbst zu tragen hat, beschränken die PPA die Schaffung von gleichen Wettbewerbsbedingungen für alle Marktteilnehmer und verfälschen den Wettbewerb.
(335)
Die Kommission stellt auch fest, dass die im Rahmen der PPA tätigen Stromerzeuger Mitglieder großer internationaler Unternehmen sind, die in vielen Mitgliedstaaten präsent sind. Die Begünstigung der betreffenden Unternehmen hat zweifelsohne Einfluss auf den Handel, und ist dazu geeignet, den Wettbewerb auf dem Gemeinsamen Markt zu verfälschen.
(336)
Die Mehrheit der Beteiligten untersucht die Voraussetzungen für den Einfluss auf den Handel und für die Marktverzerrung unter Bezug auf die zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA bzw. nach dem Beitritt von Ungarn zur Europäischen Union bestehenden Umstände. Die Kommission kann diese Betrachtungsweise nicht akzeptieren und weist in diesem Zusammenhang auf die vorstehenden Erwägungsgründe 156-172 hin.
(337)
Einzelne Beteiligte behaupten, dass ihre PPA - getrennt geprüft - den Handel nicht beeinflussen, weil die Erzeugungskapazität ihrer Anlagen im Vergleich zur Gesamtkapazität des Landes niedrig ist. Da das Leitprinzip sämtlicher PPA identisch ist (Abnahmepflicht einer festen Strommenge, Buchung von Erzeugungskapazitäten, Anwendung eines Preises zur Deckung der gerechtfertigten fixen und variablen Kosten während eines 15- bis 27-jährigen Zeitraums), beeinflussen sämtliche PPA den Markt. Zugleich wird dieser Einfluss durch das zeitgleiche Bestehen von zehn PPA eindeutig vervielfacht. Je mehr Kapazität die PPA abdecken, desto größer ist der Einfluss.
(338)
Die Kommission stellt daher fest, dass die vorstehend genannten Bestimmungen der PPA den Handel beeinflussen, und dazu geeignet sind, den Wettbewerb zu verfälschen.
(339)
Die Kommission legte in Punkt 3.1 ihrer Entscheidung über die Einleitung des Prüfverfahrens ihre Zweifel im Zusammenhang damit dar, ob der PPA von Paksi Atomerőmű eine staatliche Beihilfe darstellt, in Anbetracht dessen, dass dieser Vertrag im Vergleich zu den anderen PPA wesentliche Unterschiede aufweist. Im Zuge des Prüfverfahrens kam die Kommission jedoch zu der Erkenntnis, dass die vorstehende Beurteilung der Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe auch für den PPA von Paksi Atomerőmű gilt, weil die relevanten Bestimmungen dieses PPA mit den Leitprinzipien der anderen PPA übereinstimmen. Die vorliegende Entscheidung präsentierte die relevanten individuellen Charakteristiken des PPA von Paksi Atomerőmű im Rahmen der Analyse des einschlägigen Kriteriums.
(340)
Die Kommission ist aufgrund der vorstehenden Analyse der Ansicht, dass die wichtigsten Voraussetzungen der Abnahmepflicht von MVM im Rahmen der PPA, d. h. die Vereinbarung der Kapazitätsbuchung und der festen Abnahmemenge zu Bedingungen, die den Erzeugern eine Kapitalrendite und Schutz vor Geschäftsrisiken in Verbindung mit der Betreibung ihrer Erzeugungsanlagen gewährleisten, nach Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag als staatliche Beihilfe gelten. Diese staatliche Beihilfe ist das Resultat der gleichzeitigen Anwendung der Kapazitätsbuchung, der festen Abnahmemenge, des auf Kapazitäts- und Energieentgelt basierten, die Deckung von fixen, variablen und Kapitalkosten bezweckenden Preismechanismus sowie der nicht marktkonformen, außergewöhnlich langen Laufzeit.
7.4 Anwendbarkeit der PPA nach dem Beitritt
(341)
Die Beteiligten bringen in ihren Argumentationen vor, dass die Kommission nicht befugt, die vor dem Beitritt rechtmäßig erlassenen Beihilfemaßnahmen nach dem Beitritt zu revidieren, weil das gegen das Prinzip des Rückwirkungsverbots verstoßen würde.
(342)
Die Kommission verwirft diese Argumente. Die gemeinschaftlichen Besitzstände sind mit Wirkung vom Tag des Beitritts auf sämtliche Maßnahmen anzuwenden, unabhängig davon, ob diese vor dem Beitritt im Sinne der nationalen Rechtsvorschriften rechtmäßig waren. Die besonderen Beihilfevorschriften nach Anhang IV sind auf die Beihilfemaßnahmen auch dann anzuwenden, wenn diese ansonsten vor dem Beitritt im Einklang mit den damaligen nationalen Rechtsvorschriften angenommen worden sind.
(343)
Nach Anhang IV Punkt 3 Nummer 1 der Beitrittsakte gelten als bestehende Beihilfen ausschließlich die Maßnahmen, welche die folgenden drei Voraussetzungen erfüllen: i. Beihilfemaßnahmen, die vor dem 10. Dezember 1994 eingeführt worden sind; ii. Beihilfemaßnahmen, die - im Anschluss an das Prüfverfahren der Kommission - in der Anlage zu diesem Anhang aufgeführt worden sind; iii. Beihilfemaßnahmen, welche die Kommission im Rahmen des Übergangsverfahrens gebilligt hat. Nach dem Tag des Beitritts weiterhin anzuwendende Maßnahmen, die staatliche Beihilfen darstellen und nicht die vorstehend aufgezählten drei Voraussetzungen erfüllen, sind zum Tag des Beitritts als neue Beihilfe anzusehen. Demnach hat die Kommission alle Befugnisse, die Anwendung solcher Maßnahmen zu untersagen, sofern diese nicht vereinbar mit dem Gemeinsamen Markt sind. Diese Anwendung der Beihilfevorschriften auf künftige Auswirkungen der auch nach dem Beitritt anzuwendenden Maßnahmen führt nicht zu einer rückwirkenden Anwendung der Vorschriften für staatliche Beihilfen und steht in jedem Fall im Einklang mit der Beitrittsakte.
(344)
Anhang IV Punkt 3 Nummer 2 der Beitrittsakte definiert das „Übergangsverfahren“. Dies ist die Rechtsgrundlage für die Untersuchung der vor dem Beitritt in den neuen Mitgliedstaaten in Kraft gesetzten und auch anschließend anzuwendenden Beihilferegelungen und Einzelhilfen.
(345)
Die Beteiligten legen in ihren Argumentationen dar, dass die Beihilfevorschriften erst zum Zeitpunkt des Beitritts anzuwenden sind, und deswegen nur die Maßnahmen, die anschließend daran zusätzliche Begünstigungen gewähren, als auch nach dem Beitritt anzuwendende Maßnahmen anzusehen sind. Nach ihrer Argumentation gewährten die PPA nach dem Beitritt keine zusätzlichen Vorteile, da deren Preisformeln noch vor dem Beitritt festgelegt worden sind, und die finanzielle Beteiligung des Staates somit vor dem Beitritt in vollem Maße bekannt war.
(346)
Die Kommission bemerkt das Folgende. Die PPA laufen im Zeitraum zwischen 2010 und 2024 ab, also nach dem Beitritt. Die Kommission entschied nur in besonderen Ausnahmefällen so, dass eine auch nach dem Beitritt geltende Beihilfemaßnahme im Sinne von Anhang IV der Beitrittsakte nicht als auch nach dem Beitritt anzuwendende Maßnahme gilt. Diese Ausnahmen sind jedoch - nach den Grundsätzen für die gesetzliche Auslegung - einschränkend auszulegen, um Maßnahmen, die nach der Absicht der Unterzeichner des Beitrittsvertrags in den Beihilfekontrollbereich der Kommission fallen sollen, unter Kontrolle halten zu können.
(347)
In dieser Hinsicht entschied die Kommission im Rahmen ihrer bisherigen Praxis (101) tatsächlich so, dass die Beihilfemaßnahmen, bei denen die genaue Höhe der finanziellen Beteiligung des Staates vor dem Beitritt bekannt war, im Sinne von Anhang IV der Beitrittsakte nach dem Beitritt nicht anzuwenden sind.
(348)
Die PPA legten die Obergrenze der finanziellen Beteiligung des Staats nicht fest, und die genaue Höhe dieser finanziellen Beteiligungen war vor dem Beitritt auf die gesamte Laufzeit der PPA nicht genau berechenbar.
(349)
Im Gegenteil, die Höhe der finanziellen Beteiligung des Staates im Rahmen der PPA ist von solchen Kennzahlen abhängig, deren zukünftige Entwicklung zum Zeitpunkt des Beitritts noch unbekannt war. Überdies gewähren die PPA den Erzeugern Schutz vor schwankenden Kosten, Kosten, die in Verbindung mit Geschäften bzw. Ereignissen nicht vor, sondern nach dem Beitritt entstanden, und so zum Zeitpunkt des Beitritts unbekannt waren.
(350)
Insbesondere die folgenden Umstände bestätigen die Tatsache, dass die Höhe der Beteiligung des Staates im Rahmen der PPA zum Zeitpunkt des Beitritts unbekannt war, und dass die PPA im Anschluss an den Beitritt dem Staat zusätzliche Lasten auferlegen werden.
(351)
Erstens legen die PPA den genauen Preis, zu dem die Erzeuger ihre Elektrizität an MVM verkaufen, nicht fest. Die Preise werden aufgrund von Preisformeln berechnet, die aus vielen variablen Kennziffern bestehen.
(352)
Die Preisformeln der PPA enthalten ein Verfügbarkeitsentgelt (oder Kapazitätsentgelt) und ein Energieentgelt sowie je nach Erzeuger diverse Zuschläge.
(353)
Die Formel legt einzig die gerechtfertigten Kosten und die Entgelte nach den einzelnen Kostenkategorien fest, und bestimmt ferner, wie bedeutend die gegebene Kategorie in dem Preis ist.
(354)
Die Erzeuger selbst und auch MVM erkannten in ihren Stellungnahmen an, dass der genaue Inhalt bestimmter Kostenkategorien im Rahmen von Verhandlungen mit MVM noch geklärt werden musste.
(355)
Viele Kostenkategorien, die in den PPA anerkannt worden sind, sind veränderlich und konnten zum Zeitpunkt des Beitritts nicht genau bekannt gewesen sein. Zum Beispiel:
(356)
Kapazitätsentgelt
Diese Kostenkategorie berücksichtigt sowohl die gebuchten als auch die von MVM effektiv in Anspruch genommenen Kapazitäten. Abhängig ist sie unter anderem von den Jahres-, Monats- und Wochenplänen. Alle PPA berufen sich auf die Regeln der periodischen Planung bzw. bei allen PPA ist der definitive Preis von den Jahres-, Monats- und Wochenplänen abhängig. Es versteht sich von selbst, dass diese Kostenkategorien nicht im Voraus festlegbar sind. Zum Beispiel können die Parteien in ihren Plänen eine Überkapazität in Bezug auf einen bestimmten Zeitraum in Anschlag bringen. Der von MVM zu bezahlende Preis hängt aber auch von anderen, die Elektrizitätsnachfrage beeinflussenden Faktoren ab, wie zum Beispiel von der Witterung.
Der Wechselkurs des ungarischen Forint beeinflusst diese Kostenkategorie ebenfalls.
(357)
Energieentgelt
Diese Kostenkategorie wird primär von den Brennstoffkosten bestimmt. Die Schwankung dieser Kosten folgt solchen Marktregeln, die von den Parteien nicht kontrollierbar sind. Die PPA legen in Bezug auf Kosten, die mit der zukünftigen Entwicklung der Brennstoffpreise verbunden sind, keine konkrete Obergrenze fest.
Selbstverständlich wird die genaue Summe des Energieentgelts für einen bestimmten Zeitraum auch von der an MVM verkauften Menge beeinflusst. Letztere ist jedoch nur nachträglich feststellbar.
(358)
Zuschläge
Einzelne PPA schreiben Zuschläge für gebuchte, aber schließlich doch nicht in Anspruch genommene Kapazitäten vor. Selbstverständlich ist auch der Betrag dieser Zuschläge nicht im Voraus festlegbar.
(359)
Die meisten PPA enthalten Bonus-Malus-Regelungen, auf deren Grundlage den Erzeugern ein Preiszuschlag zusteht, wenn sie zum Beispiel zu Spitzenzeiten mehr Kapazität gewähren oder mehr Strom erzeugen als in den PPA festgelegt worden ist. Hingegen bewirken sie eine Preisherabsetzung, wenn der Erzeuger weniger Kapazität gewährt als in den PPA bzw. im Jahres- bzw. Monatsplan vorgeschrieben worden ist.
(360)
Diese Berechnungen beruhen - ähnlich wie die Vorstehenden - auf periodischen Erzeugungsplänen, und hängen ferner vom Verhalten der Erzeuger ab, somit sind sie keinesfalls im Voraus festlegbar.
(361)
Aus dem Vorstehenden ist ersichtlich, dass die definitiven Strombezugspreise bei Verträgen mit einer 15- bis 27-jährigen Laufzeit nicht genau festsetzbar sind. Der genaue Preis ist abhängig von den periodischen Erzeugungsplänen, und wird überdies von der schwankenden Nachfrage, dem Verhalten der Vertragspartner, den Brennstoffpreisen usw. beeinflusst.
(362)
Zwar beziehen sich nicht alle genannten Argumente auf alle PPA (weil die Kategorien der gerechtfertigten Kosten in den einzelnen Vereinbarungen differieren), aber alle PPA enthalten Preiselemente, die im Voraus nicht genau festsetzbar sind.
(363)
Aufgrund dessen ist die Kommission der Ansicht, dass das Bestehen der Preisformeln die finanzielle Beteiligung des Staates nicht ausreichend begrenzt. Die Tatsache, dass die Formeln aus vielen variablen Kennziffern bestehen, macht es unmöglich, die künftige Höhe der finanziellen Beteiligung des Staates genau festzustellen.
(364)
Es muss überdies erwähnt werden, dass die finanzielle Beteiligung von MVM im Rahmen der PPA auch in hohem Maße von der Nachfrage abhängig ist. Nämlich ist diese finanzielle Beteiligung identisch mit der Differenz zwischen dem Bezugspreis im Rahmen der PPA und den Einnahmen aus dem Strom, den MVM umsetzte. Derjenige Preis, zu dem MVM die Elektrizität verkaufen wird, ist jedoch im Voraus nicht festsetzbar. Nämlich ist dieser Preis davon abhängig, wie groß die Einnahmen von MVM aus dem Verkauf im Rahmen seiner Vereinbarungen mit den regionalen Händlern, seiner Ausschreibungsverfahren und seiner Auktionen, sowie aus dem Verkauf auf dem „Marktplatz“ sein werden. Diese Preise werden auch von den periodischen behördlichen Preisregelungen, ferner von der schwankenden Nachfrage auf dem Markt beeinflusst. Dadurch wird die Unberechenbarkeit der - im Rahmen der PPA bestehenden - finanziellen Beteiligung des Staates noch größer. Überdies kann es auch dazu kommen, dass die festen Abnahmemengen der PPA die tatsächlichen Bedürfnisse von MVM immer mehr übersteigen, insbesondere im Zeitraum nach der vollständigen Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes im Januar 2008. Dieser Energieüberfluss kann die unbekannten Kosten weiter erhöhen und dadurch wird die genaue Höhe der finanziellen Beteiligung des Staates im Rahmen der PPA noch unberechenbarer.
(365)
Anhand des Vorstehenden stellen die Zahlungen, die nach dem Beitritt von MVM zugunsten der Erzeuger getätigt worden sind, nicht lediglich die Zahlung einer vor dem Beitritt genau festgelegten Beihilfe dar.
(366)
Daraus folgt, dass die im Rahmen der vorliegenden Entscheidung geprüften PPA - im Sinne von Anhang IV Punkt 3 der Beitrittsakte - nach dem Beitritt anzuwendende Maßnahmen sind.
7.5 Die PPA als „neue Beihilfe“ im Vergleich zu der „bestehenden Beihilfe“
(367)
Anhang IV Punkt 3 der Beitrittsakte besagt: „Erhebt die Kommission innerhalb von drei Monaten nach dem Eingang der vollständigen Informationen zu der bestehenden Beihilfemaßnahme oder nach dem Eingang einer Erklärung des neuen Mitgliedstaats, in der er der Kommission mitteilt, dass er die gelieferten Informationen für vollständig erachtet, da die angeforderte zusätzliche Information nicht verfügbar ist oder bereits geliefert wurde, keine Einwände gegen die Maßnahme aufgrund schwerwiegender Bedenken hinsichtlich ihrer Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt, so wird davon ausgegangen, dass sie keine Einwände erhoben hat.“
(368)
Aufgrund dieses Punktes bringen einzelne Beteiligten in ihren Argumentationen vor, dass die Kommission die dreimonatige Frist nach der Anmeldung Ungarns vom 31. März 2004 versäumte, und die Maßnahme im Rahmen des Übergangsverfahrens dadurch stillschweigend gebilligt hat.
(369)
In dieser Hinsicht macht die Kommission darauf aufmerksam, dass die Anmeldung vom 31. März 2004 im Rahmen des Übergangsverfahrens nicht die PPA, sondern den Regierungserlass im Zusammenhang mit dem Ausgleich für Kosten von MVM betraf. Ungarn nahm diese Anmeldung zurück und die Kommission leitete später ein Verfahren in Bezug auf die PPA unter dem Aktenzeichen „NN“ ein (vgl. Kapitel 1).
(370)
Unabhängig davon ist zu bemerken, dass die Kommission - wie aus der folgenden Tabelle ersichtlich ist - die von den Beteiligten erwähnte dreimonatige Frist nicht versäumte.
Ereignis
Zeitpunkt
Verstrichene Zeit zwischen dem Erhalt der Informationen und dem Zeitpunkt, zu dem die Maßnahmen ergriffen wurden
Ungarns Anmeldung
31.3.2004
Fragen der Kommission
29.4.2004
29 Tage
Ungarns Antworten
4.6.2004
Fragen der Kommission
10.8.2004
2 Monate und 6 Tage
Ungarns Antworten
21.10.2004
Fragen der Kommission
17.1.2005
2 Monate und 27 Tage
Ungarns Antworten
7.4.2005
Ungarn nimmt die Anmeldung zurück
15.4.2005
8 Tage
(371)
Außer den obigen Korrespondenzen kam es am 15. Juli 2004, am 30. November 2004 sowie am 12. Januar 2005 zwischen der Kommission und den ungarischen Behörden auch zu persönlichen Treffen.
(372)
Was das Prüfverfahren der vorliegenden Entscheidung betrifft, so wird die Kommission im Nachfolgenden untersuchen, ob die PPA nach der Beitrittsakte bzw. nach der Verfahrensordnung bestehende oder aber neue Beihilfen enthalten.
(373)
Nach Anhang IV Punkt 3 der Beitrittsakte sind vor dem Zeitpunkt des Beitritts in Kraft getretene und nach dem Tag des Beitritts weiterhin anzuwendende Maßnahmen, die staatliche Beihilfen darstellen und nicht die vorstehend genannten Voraussetzungen erfüllen, als zum Tag des Beitritts für die Zwecke der Anwendung von Artikel 88 Absatz 3 des EG-Vertrags als neue Beihilfe anzusehen.
(374)
Die im Rahmen der vorliegenden Entscheidung geprüften PPA traten zwischen 1995 und 2001, d. h. vor dem Beitritt Ungarns zur Europäischen Union (1. Mai 2004) in Kraft. Diese Entscheidung betrifft nur die PPA, die zum Tag des Beitritts in Kraft waren. Sie erstreckt sich nicht auf PPA, die vor dem Zeitpunkt des Beitritts aufgehoben worden sind. Aus sämtlichen zusätzlichen Gründen, die in dem vorstehenden Punkt 7.4. aufgeführt sind, gilt die Maßnahme für die Zwecke der Anwendung der Beitrittsakte als nach dem Beitritt anzuwendende Maßnahme.
(375)
Bestehende Maßnahmen sind, welche die folgenden drei Voraussetzungen nach Anhang IV Punkt 3 der Beitrittsurkunde erfüllen:
1.
Beihilfemaßnahmen, die vor dem 10. Dezember 1994 eingeführt worden sind.
Sämtliche PPA wurden nach dem 10. Dezember 1994 unterzeichnet und eingeführt.
2.
Beihilfemaßnahmen, die in der Anlage zu diesem Anhang aufgeführt sind.
In der Anlage nach Anhang IV Punkt 3 Nummer 1 Buchstabe b zur Beitrittsakte, welche das Verzeichnis der bestehenden Beihilfen enthält, sind weder die PPA im Allgemeinen, noch die einzelnen PPA konkret aufgeführt.
3.
Beihilfemaßnahmen, die vor dem Tag des Beitritts von der Kontrollbehörde für staatliche Beihilfen des neuen Mitgliedstaats überprüft und als mit dem Besitzstand vereinbar beurteilt wurden und gegen die die Kommission keine Einwände aufgrund schwerwiegender Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Gemeinsamen Markt gemäß dem Übergangsverfahren (vgl. Anhang IV Punkt 3 Nummer 2) erhoben hat.
Der Kommission wurde im Rahmen des Übergangsverfahrens kein einziger PPA vorgelegt.
(376)
Angesichts dessen, dass die PPA keine der im Anhang IV zur Beitrittsakte aufgeführten Voraussetzungen für die bestehenden Beihilfen erfüllen, gelten sie zum Zeitpunkt des Beitritts als neue Beihilfen.
(377)
Die Kommission macht auch darauf aufmerksam, dass die vorstehende Beurteilung der PPA mit dem letzten Satz in der Verfahrensordnung Artikel 1 Buchstabe b Ziffer v übereinstimmt. Die Verfahrensordnung besagt, dass, wenn bestimmte Maßnahmen im Anschluss an die Liberalisierung einer Tätigkeit durch gemeinschaftliche Rechtsvorschriften zu Beihilfen werden, derartige Maßnahmen nach dem für die Liberalisierung festgelegten Termin (im vorliegenden Fall also nach Inkrafttreten der Richtlinie 96/92/EG betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt, was nach dem Beitritt von Ungarn zur Europäischen Union eintrat) nicht als bestehende Beihilfen gelten, folglich sind sie als neue Beihilfen anzusehen.
(378)
Nach Argumentation von Budapesti Erőmű ist der letzte Satz in der Verfahrensordnung Artikel 1 Buchstabe b Ziffer v nicht anwendbar. Der Beteiligte beruft sich auf das in der Rechtssache Alzetta Mauro ergangene Urteil (102) und behauptet, dass eine Beihilfe, die eingangs auf einem geschlossenen, vor der Liberalisierung stehenden Markt gewährt wurde, nach der Liberalisierung als bestehende Beihilfe anzusehen ist.
(379)
Die Kommission verwirft dieses Argument. Wie dies im Vorstehenden bereits dargelegt worden ist, war der Zweck der Beihilfevorschriften der Beitrittsurkunde nach Standpunkt der Kommission ja gerade die Gewährleistung dessen, dass die Kommission all die Maßnamen überprüfen kann, die nach dem Zeitpunkt des Beitritts dazu geeignet sein können, den Wettbewerb auf dem Gemeinsamen Markt zu verzerren. Im Gegensatz zu den Beitrittsverträgen vor dem 1. Mai 2004 bezweckte die am 1. Mai 2004 in Kraft getretene Beitrittsakte, den Kreis der als bestehende Beihilfe geltenden Maßnahmen auf die drei, vorstehend genannten konkreten Fälle zu beschränken. Das in der Rechtssache Alzetta Mauro ergangene Urteil berührt nicht die in den Kreis der Beitrittsakte gehörenden Maßnahmen, und ist deshalb in diesem Zusammenhang für die geprüften PPA nicht anwendbar. Überdies bezieht sich das Urteil in der Rechtssache Alzetta Mauro auf eine Sachlage vor Inkrafttreten der Verordnung (EG) Nr. 659/1999.
(380)
Budapesti Erőmű behauptet, dass Artikel 1 Buchstabe 1 Ziffer b nicht für die Einzelbeihilfen anwendbar sei, „weil die Einzelbeihilfen nicht ausdrücklich bezeichnet sind“. Die Kommission verwirft diese Argumentation. Denn aus welchem Grunde sollte der Bezug auf die „Beihilfe“ bzw. auf die „bestimmten Maßnahmen“ nicht gleichzeitig auf die Einzelbeihilfen und die Beihilferegelungen hinweisen dürfen. Artikel 4 Verordnung (EG) Nr. 659/1999 beruft sich folgerichtig auf angemeldete „Maßnahmen“, die Kommission nimmt jedoch nicht an, dass der Artikel 4 nach Ansicht des Beteiligten ausschließlich für die vorläufige Prüfung von angemeldeten Beihilferegelungen maßgebend ist.
(381)
Somit ist die Kommission aufgrund der Beitrittsakte und der Verfahrensordnung der Ansicht, dass die PPA als neue Beihilfen gelten.
7.6 Die Kommission ist nicht befugt, die rechtmäßig abgeschlossenen privatrechtlichen Verträge („pacta sunt servanda“) außer Kraft zu setzen - Rechtsunsicherheit - Verhältnismäßigkeit
(382)
In diesem Zusammenhang möchte die Kommission zu den Bemerkungen der Beteiligten Stellung nehmen, die besagen, dass die Kommission nicht die Befugnisse dazu hat, privatrechtliche Verträge außer Kraft zu setzen, weil dies nach Ansicht der Beteiligten gegen die Beihilfevorschriften des EG-Vertrags verstoßen sowie den Grundsatz der Rechtssicherheit und den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit verletzten würde.
(383)
Die Kommission verwirft diese Argumentation. Was die staatliche Beihilfe anbelangt, so ist die Form der Beihilfe (im Fall der PPA ein privatrechtlicher Vertrag) nicht von Bedeutung, weil aus der Sicht des Prüfverfahrens der Kommission ausschließlich die Auswirkung der betreffenden Maßnahme entscheidend ist. Entsteht bei einem der Teile infolge der Bedingungen eines privatrechtlichen Vertrags eine rechtswidrige und unvereinbare staatliche Beihilfe, muss der betreffende Mitgliedstaat diese Bedingungen aufheben. Die Kommission muss die Aufhebung der rechtswidrigen und unvereinbaren staatlichen Beihilfemaßnahme auch dann anordnen, wenn die staatliche Beihilfe einen derart wesentlichen Bestandteil der Vereinbarung bildet, dessen Aufhebung auch die Gültigkeit der Vereinbarung berührt.
(384)
Im Zusammenhang mit der Rechtsunsicherheit bemerkt die Kommission Folgendes. Das Europa-Abkommen zur Gründung einer Assoziation zwischen den Europäischen Gemeinschaften und ihren Mitgliedstaaten einerseits und der Republik Ungarn andererseits wurde am 16. Dezember 1991 unterfertigt und trat am 1. Februar 1994 in Kraft, also noch bevor die PPA unterzeichnet worden sind. Ungarn reichte seinen Beitrittsantrag offiziell am 31. März 1994 ein. Zu dem Zeitpunkt, zu dem die Parteien die PPA abschlossen (zwischen 1995 und 2001), war Ungarn - im Einklang mit Artikel 62 Europa-Abkommen - bereits verpflichtet, seine Wettbewerbsregeln dem EG-Vertrag anzupassen. Es stand auch fest, dass die langen Laufzeiten der PPA vor dem Beitritt Ungarns zur Europäischen Union nicht ablaufen werden.
(385)
Die Republik Ungarn unterzeichnete den Beitrittsvertrag am 16. April 2003 (103). Der Beitrittsvertrag trat am 1. Mai 2004 in Kraft. In Ungarn wurden die ursprünglichen Grundverträge sowie das sekundäre Gemeinschaftsrecht - im Einklang mit Artikel 2 Beitrittsakte - mit Wirkung vom Zeitpunkt des Beitritts verbindlich. Folglich müssen die Besitzstände in den neuen Mitgliedstaaten auf sämtliche Vertragsverhältnisse angewendet werden, und Ausnahmen von dieser Regel können ausschließlich von der Beitrittsakte selbst herrühren. Die Beitrittsakte des Beitrittvertrags sowie deren Anhänge enthalten keine Ausnahmen von den Beihilfevorschriften, welche die PPA oder generell den Elektrizitätssektor von der unmittelbaren Anwendung der Rechtsvorschriften der Europäischen Union betreffend die staatlichen Beihilfen ausschließen würden.
(386)
Folglich ist die Kommission verpflichtet, die Wettbewerbsregeln der Europäischen Union für den Elektrizitätssektor in Ungarn auf ähnliche Weise anzuwenden wie in allen anderen Mitgliedstaaten. Entgegen der Argumentation der Beteiligten ist die Kommission der Ansicht, dass es zu einer Rechtsunsicherheit auf dem Gemeinsamen Markt vielmehr dann kommen würde, wenn sie die Beihilfevorschriften für die PPA nicht anwenden würde. Der Beitritt eines Staates zur Europäischen Union kann tatsächlich eine solche Situation schaffen, dass eine Maßnahme, die vor dem Beitritt nicht gegen die nationalen Rechtsvorschriften verstieß, nach dem Beitritt als staatliche Beihilfe gilt, und dadurch in den Kontrollbereich der Kommission bezüglich der staatlichen Beihilfen fällt.
(387)
Die Kommission fand in den Stellungnahmen der Beteiligten keine diesbezüglichen begründeten Argumente, warum das vorliegende Prüfverfahren mit dem Grundsatz der Rechtssicherheit unvereinbar sein sollte.
7.7 Prüfung der Vereinbarkeit
(388)
Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag legt den allgemeinen Grundsatz nieder, in dessen Sinne die Gewährung von staatlicher Beihilfe innerhalb der Gemeinschaften untersagt ist.
(389)
Artikel 87 Absatz 2 und Absatz 3 EG-Vertrag verfassen Ausnahmen von der allgemeinen Regel in Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag, in deren Sinne solche Beihilfen mit dem Gemeinsamen Markt unvereinbar sind.
(390)
Die Ausnahmen in Artikel 87 Absatz 2 EG-Vertrag sind für den vorliegenden Fall nicht anwendbar, nämlich handelt es sich nicht um Beihilfen sozialer Art an einzelne Verbraucher, Beihilfen zur Beseitigung von Schäden, die durch Naturkatastrophen oder sonstige außergewöhnliche Ereignisse entstanden, ferner Beihilfen für die Wirtschaft bestimmter, durch die Teilung Deutschlands betroffener Gebiete der Bundesrepublik Deutschland.
(391)
Die zusätzlichen Ausnahmen sind in Artikel 87 Absatz 3 EG-Vertrag verankert.
(392)
Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe a EG-Vertrag sieht vor, dass Beihilfen „zur Förderung der wirtschaftlichen Entwicklung von Gebieten, in denen die Lebenshaltung außergewöhnlich niedrig ist oder eine erhebliche Unterbeschäftigung herrscht“ als mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar anzusehen sind. Zum Zeitpunkt des Beitritts konnte ganz Ungarn als ein solches Gebiet angesehen werden, und derartige Beihilfen können der Mehrheit der Regionen des Landes auch weiterhin gewährt werden (104).
(393)
Die Kommission nahm eine Leitlinie für die Beurteilung solcher Beihilfen an. Zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union war die Leitlinie für staatliche Beihilfen mit regionaler Zielsetzung (105) in Kraft (im Folgenden „frühere Leitlinie für staatliche Regionalbeihilfen“ genannt). Diese Leitlinie regelt die Beurteilung von Regionalbeihilfen auch im Zusammenhang mit Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe c EG-Vertrag. Die Kommission nahm eine neue Leitlinie für staatliche Beihilfen mit regionaler Zielsetzung für den Zeitraum nach dem 1. Januar 2007 an (106) (im Folgenden „neue Leitlinie für staatliche Regionalbeihilfen“ genannt).
(394)
Nach beiden Leitlinien für staatliche Regionalbeihilfen können in der Regel ausschließlich Investitionsbeihilfen gewährt werden (107). Nach beiden Leitlinien gilt:
(395)
„Regionalbeihilfen, mit denen die laufenden Ausgaben des Unternehmens gesenkt werden sollen (Betriebsbeihilfen), sind grundsätzlich verboten. Ausnahmsweise können jedoch derartige Beihilfen in Gebieten, die in den Anwendungsbereich des Artikels 87 Absatz 3 Buchstabe a fallen, gewährt werden, wenn sie i. aufgrund ihres Beitrags zur Regionalentwicklung und ihrer Art nach gerechtfertigt sind und ii. ihre Höhe den auszugleichenden Nachteilen angemessen ist. Es obliegt den Mitgliedstaaten, die Existenz und den Umfang solcher Nachteile nachzuweisen“ (108).
(396)
Die Beihilfe kann nicht als Investitionsbeihilfe angesehen werden. Beide Leitlinien für Regionalbeihilfen legen die Investitionsbeihilfe mit Hilfe des Verzeichnisses der beihilfefähigen Kosten fest. Die im Rahmen der PPA getätigten Zahlungen decken offensichtlich auch andere Kosten. Das augenfälligste Beispiel dafür ist die Garantie, die übernommen wurde, um Kosten für Brennstoffe, die zur Betreibung der Kraftwerke benötigt werden, zu decken. Die PPA decken auch Kosten in Verbindung mit Arbeitskräften. Selbstverständlich handelt es sich bei diesen Kosten nicht um förderbare Investitionskosten. Im Gegenteil, diese Kosten sind laufende Ausgaben des Unternehmens, folglich gehören sie nach beiden Leitlinien zu den Betriebkosten.
(397)
Im Zusammenhang mit den Betriebsbeihilfen wiesen im Zuge des Prüfverfahrens weder die ungarischen Behörden noch die Beteiligten die Existenz und den Umfang von regionalen Nachteilen nach, deren Ausgleich die PPA anzielen würden, und sie erbrachten auch keinen Nachweis dafür, dass die Höhe der Beihilfe den auszugleichenden Nachteilen angemessen wäre.
(398)
Überdies schreiben beide Leitlinie vor, dass Betriebsbeihilfen stets zeitlich befristet und degressiv gewährt werden sollten. Die im Rahmen der PPA gewährte Beihilfe ist nicht degressiv, ferner liegt die 15- bis 27-jährige Laufzeit weit über der in den beiden Leitlinien zugelassenen Frist. Die PPA entsprechen keinem einzigen, im Rahmen der Leitlinien genehmigten Ausnahmefall, und dies behaupteten auch weder die ungarischen Behörden noch die Beteiligten.
(399)
Die Kommission stellt unter Berücksichtigung des Vorstehenden fest, dass die Ausnahmebestimmung in Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe a EG-Vertrag für die Beihilfe nicht anwendbar ist.
(400)
Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe b EG-Vertrag besagt, dass „Beihilfen zur Förderung wichtiger Vorhaben von gemeinsamem europäischem Interesse oder zur Behebung einer beträchtlichen Störung im Wirtschaftsleben eines Mitgliedstaats“ als mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar angesehen werden können.
(401)
Die Kommission stellt fest, dass die geprüfte Beihilfe nicht die Förderung wichtiger Vorhaben von gemeinsamem europäischem Interesse anzielt.
(402)
Die Kommission fand auch dafür keinen Beweis, dass die Beihilfe zur Behebung einer beträchtlichen Störung im Wirtschaftsleben Ungarns berufen ist. Die Kommission erkennt an, dass die Elektrizität für die Wirtschaft eines jeden Mitgliedstaats ein wichtiges Erzeugnis darstellt, ferner dass die Modernisierung dieses Sektors in Ungarn in den 1990er Jahren notwendig war.
(403)
Hingegen weist nach Ansicht der Kommission „eine beträchtliche Störung im Wirtschaftsleben eines Mitgliedstaats“ auf wesentlich schwerwiegendere Ereignisse hin bzw. dieser Ausnahmefall kann nicht für gewöhnliche Strombezugsverträge angewendet werden. Überdies weist die Kommission darauf hin, dass der vorstehende Fall einen gewissen Dringlichkeitsgrad voraussetzt, was mit den PPA jedoch unvereinbar ist.
(404)
Weder die ungarischen Behörden noch die Beteiligten behaupteten, dass die PPA mit Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe b EG-Vertrag vereinbar wären.
(405)
Die Kommission stellt aufgrund des Vorstehenden fest, dass die Beihilfe den Ausnahmebestimmungen in Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe b EG-Vertrag nicht entspricht.
(406)
Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe d EG-Vertrag besagt, dass Beihilfen zur Förderung der Kultur und der Erhaltung des kulturellen Erbes, soweit sie die Handels- und Wettbewerbsbedingungen in der Gemeinschaft nicht in einem Maß beeinträchtigen, das den gemeinsamen Interessen zuwiderläuft, als mit dem EG-Vertrag vereinbar erklärt werden können. Dieser Buchstabe ist für die PPA offensichtlich nicht anwendbar.
(407)
Nach Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe c EG-Vertrag können Beihilfen zur Förderung der Entwicklung gewisser Wirtschaftszweige oder Wirtschaftsgebiete, soweit sie die Handelsbedingungen nicht in einer Weise verändern, die dem gemeinsamen Interesse zuwiderläuft, genehmigt werden. Die Kommission arbeitete viele Leitlinien und Mitteilungen aus, in denen sie darlegt, wie die Ausnahmebestimmungen in dem angerufenen Artikel anzuwenden sind.
(408)
Die vorstehenden Erwägungsgründe 393-398 legen dar, dass die PPA sowohl mit der früheren als auch mit der neuen Leitlinie für staatliche Regionalbeihilfen unvereinbar sind.
(409)
Die Kommission macht in Bezug auf den Gemeinschaftsrahmen für staatliche Umweltschutzbeihilfen (109), der zum Zeitpunkt des Beitritts anzuwenden ist, darauf aufmerksam, dass dieser ähnlich wie die Leitlinien für staatliche Beihilfe mit regionaler Zielsetzung in erster Linie die Investitionsbeihilfen genehmigt. Die Betriebbeihilfe beschränkt sich auf Beihilfen für individuelle Zielsetzungen. Dazu gehören erstens Betriebsbeihilfen für die Abfallbewirtschaftung und für Energieeinsparungen (Punkt E.3.1.), die auf die Dauer von fünf Jahren begrenzt sind, zweitens Betriebsbeihilfen in Form von Steuernachlässen und -befreiungen (Punkt E.3.2.) und drittens Betriebsbeihilfen zugunsten erneuerbarer Energieträger (Punkt E.3.3.). Selbstverständlich kann in dem vorliegenden Fall keine dieser Bestimmungen angewandt werden.
(410)
Die vierte und zugleich letzte Art der Betriebsbeihilfen ist die Betriebsbeihilfe zugunsten der kombinierten Kraft-Wärmeerzeugung (Punkt E.3.4., im Folgenden „kombinierte Stromerzeugung“). Die betreffenden Erzeuger erzeugen Wärme und Strom. Die PPA erfüllen jedoch nicht die Voraussetzungen nach Punkt 66 Gemeinschaftsrahmen für staatliche Umweltschutzbeihilfen bzw. entsprechen keiner der Wahlmöglichkeiten nach den Punkten 58-65 des angerufenen Gemeinschaftsrahmens. Eine der in Punkt 66 festgelegten Voraussetzungen bezieht sich darauf, dass Investitionen zugunsten der kombinierten Stromerzeugung ebenfalls in den Anwendungsbereich des vorliegenden Gemeinschaftsrahmens fallen können, sofern nachgewiesen werden kann, dass sich die Maßnahmen vorteilhaft auf den Umweltschutz auswirken, sei es wegen des besonders hohen Umwandlungswirkungsgrades, sei es, weil aufgrund der betreffenden Investitionen der Energieverbrauch herabgesetzt wird, sei es, weil das Produktionsverfahren weniger umweltschädigend ist. Der Kommission liegen keine Informationen vor, die bezeugen würden, dass diese Voraussetzungen erfüllt sind.
(411)
Überdies haben die Mitgliedstaaten bei der Gewährung von Betriebsbeihilfen zugunsten der kombinierten Stromerzeugung die folgenden drei Wahlmöglichkeiten:
-
1. Möglichkeit: Beihilfe für den Ausgleich des Unterschieds zwischen den Kosten für die Energieerzeugung durch Kraft-Wärme-Kopplung und dem Preis am Markt der betreffenden Energie;
-
2. Möglichkeit: Einführung von Marktmechanismen wie grüne Zertifikate oder Ausschreibungen;
-
3. Möglichkeit: Beihilfe für den Ausgleich der vermiedenen externen Kosten, d. h. für den Ausgleich der Umweltkosten, die die Gesellschaft hätte tragen müssen, wenn die gleiche Energiemenge nicht durch Kraft-Wärme-Kopplung erzeugt worden wäre;
-
4. Möglichkeit: Beihilfe, die bis zu fünf Jahren gewährt wird, und entweder degressiv ist oder deren Betrag sich auf 50 % der Mehrkosten beschränkt.
(412)
Es ist offensichtlich, dass die PPA die Bedingungen der 2. und der 3. Wahlmöglichkeit nicht erfüllen. Auch die Bedingungen der 1. Wahlmöglichkeit sind nicht erfüllt, weil bei der Berechnung des Beihilfebetrags nicht der Marktpreis der erzeugten Energie zugrunde gelegt worden ist. Der Betrag der im Rahmen eines betreffenden PPA gewährten Beihilfe hängt nicht von dem Angebotspreis der anderen Stromerzeuger, sondern ausschließlich von den Investitions- und Betriebskosten des betreffenden Erzeugers ab.
(413)
Überdies behaupteten weder Ungarn noch die Beteiligten, dass die PPA mit diesen Bestimmungen vereinbar wären, bzw. sie bestätigten niemals, dass die Kraftwerke den Kriterien des Gemeinschaftsrahmens für staatliche Umweltschutzbeihilfen bezüglich der Gewährung von Betriebsbeihilfen entsprechen würden.
(414)
Die Kommission nahm am 23. Januar 2008 eine neue Leitlinie der Gemeinschaft für staatliche Umweltschutzbeihilfen an (110). Nach dieser neuen Leitlinie wird die Gewährung von Beihilfen für Energiesparmaßnahmen, für die Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern sowie in Form von Steuerermäßigungen oder -befreiungen genehmigt. Wie bereits im Vorstehenden dargelegt worden ist, kann keine dieser Bestimmungen auf die PPA angewandt werden.
(415)
Bei der Gewährung von Betriebsbeihilfen zugunsten der kombinierten Kraft-Wärmeerzeugung haben die Mitgliedstaaten die folgenden drei Wahlmöglichkeiten:
-
1. Möglichkeit: Beihilfe für den Ausgleich des Unterschieds zwischen den Kosten für die Energieerzeugung durch Kraft-Wärme-Kopplung und dem Preis am Markt der betreffenden Energie;
-
2. Möglichkeit: Einführung von Marktmechanismen wie grüne Zertifikate oder Ausschreibungen;
-
3. Möglichkeit: Beihilfe, die bis zu fünf Jahren gewährt wird, und entweder degressiv ist oder deren Betrag sich auf 50 % der Mehrkosten beschränkt.
Die PPA erfüllen keine der Bedingungen dieser Wahlmöglichkeiten. Beweise dafür, dass die vorstehend genannten Kriterien der neuen Leitlinien der Gemeinschaft für staatliche Umweltschutzbeihilfen erfüllt sind, lieferten weder Ungarn noch die Stromerzeuger.
(416)
In der vorliegenden Sache ist von den Leitlinien und Mitteilungen, die die Kommission zur genauen Anwendung der Ausnahmebestimmungen in Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe c ausarbeitete, einzig die Methodik für die Analyse staatlicher Beihilfen in Verbindung mit verlorenen Kosten (vgl. Erwägungsgrund 26) anwendbar.
(417)
Die Methodik bezieht sich auf Beihilfezahlungen an etablierte Unternehmen, die Investitionen im Elektrizitätssektor vor der Liberalisierung durchführten, und denen die Gewährleistung der Rentabilität ihrer Investitionen auf dem bereits liberalisierten Markt Schwierigkeiten bereiten kann. Die Methodik ist deswegen als eine geeignete Grundlage für die Prüfung der Vereinbarkeit der PPA anzusehen, weil Letztere einzelnen Unternehmen, die vor der Liberalisierung des Elektrizitätsbinnenmarktes in Stromerzeugungsanlagen investierten, auch weiterhin zu garantierten Einnahmen verhelfen, wodurch deren Kapitalrendite gewährleistet ist.
(418)
Die Kommission bemerkt, dass in ihren Stellungnahmen weder die ungarischen Behörden noch die betreffenden Erzeuger behaupteten, dass die PPA mit den Kriterien der Methodik vereinbar wären. Die Mehrheit der Erzeuger war eigentlich der Ansicht, dass die PPA lange vor der Methodik abgeschlossene geschäftliche Vereinbarungen sind und die Kriterien des Ausgleichsmechanismus für die Beurteilung der genannten Vereinbarungen einfach nicht geeignet sind.
(419)
Die wichtigste Zielsetzung der Methodik ist es, die Öffnung des Elektrizitätssektors für den Wettbewerb zu fördern, indem sie den etablierten Stromversorgungsunternehmen ermöglicht, sich an die Einleitung des Wettbewerbs anzupassen (111).
(420)
Die Methodik legt im Zuge der Analyse staatlicher Beihilfen für den Ausgleich von Kosten für Verpflichtungen und Garantien, die wegen der Liberalisierung des Elektrizitätssektors nicht erfüllbar sind, die von der Kommission angewandten Grundsätze dar. Als „verlorene Kosten“ bezeichnet sie die Verpflichtungen oder Betriebsgarantien, die in unterschiedlicher Form auftreten, so insbesondere Investitionen mit einer impliziten oder expliziten Absatzgarantie.
(421)
Da auch die PPA als explizite Absatzgarantien gelten, die vor der Liberalisierung gewährt worden sind, fallen die im Rahmen der PPA betriebenen Kraftwerke folglich in den Anwendungsbereich der Methodik.
(422)
Die Kommission stellt jedoch fest, dass mehrere Elemente der wichtigsten Grundsätze der PPA nicht die in Abschnitt 4 der Methodik aufgeführten Kriterien erfüllen. Erstens erfüllen sie nicht das Kriterium nach Punkt 4.2. der Methodik, das besagt, dass beim Zahlungsmechanismus der Beihilfen die Entwicklung des Wettbewerbs berücksichtigt werden muss. Die Preisbildungsmechanismen der PPA berücksichtigen ausschließlich die individuellen Kennzahlen des betreffenden Kraftwerks, die Preise bzw. die Erzeugungskapazitäten der Konkurrenten werden außer Acht gelassen.
(423)
Im Sinne von Punkt 4.9. der Methodik bringt die Kommission äußerste Vorbehalte gegenüber den Beihilfen zum Ausdruck, deren Betrag sich nicht so anpassen lässt, dass die Unterschiede zwischen den ursprünglich für die Schätzung der verlorenen Kosten und ihre tatsächliche zeitliche Entwicklung zugrunde gelegten wirtschaftlichen Hypothesen und den Markthypothesen einwandfrei berücksichtigt werden können. Die PPA gelten als solche Beihilfen, weil bei der Festsetzung ihres Betrags keine Markthypothesen zugrunde gelegt worden sind. Die Tatsache, dass die wichtigsten Bestimmungen der PPA trotz der schrittweisen Öffnung des Elektrizitätsmarkts unverändert geblieben sind und für MVM den Kauf von über seinen Bedürfnissen liegenden Mengen an Energie vorschreiben, und MVM deswegen seine überflüssige Elektrizität auf dem freien Markt umsetzt, bestätigt eindeutig, dass die PPA die tatsächlichen Marktentwicklungen nicht berücksichtigen.
(424)
Ferner ist - wie im vorstehenden Abschnitt 3 dargelegt worden ist - der Hauptvorteil für die Erzeuger im Rahmen der PPA der, dass MVM verpflichtet ist, im Laufe eines mit der Betriebs- oder Amortisationszeit der betreffenden Erzeugungsanlagen identischen Zeitraums gebuchte Kapazitäten bzw. feste Strommengen zu Preisen zu kaufen, die die fixen und variablen Kosten des Stromerzeugers decken. Infolgedessen bewirken die PPA, dass der eine Partner zum Kauf von Elektrizität vom anderen Partner verpflichtet wird, ohne die tatsächliche Entwicklung des Angebots der Konkurrenten zu berücksichtigen.
(425)
Die Ausgleichsmechanismen mehrere Mitgliedstaaten legen die Obergrenze des Beihilfebetrags - anhand von Analysen der künftigen Entwicklung des Wettbewerbs und insbesondere unter Berücksichtigung der künftigen Entwicklung der Marktpreise nach dem Gesetz von Angebot und Nachfrage - im Voraus fest. Wenn der tatsächliche Ertrag des betreffenden Erzeugers über dem prognostizierten Wert liegt, dann wird der Wert des Beihilfebetrags neu berechnet und unter der Obergrenze festgelegt. Der Einfluss des Ausgleichs auf den Markt beschränkt sich also auf ein Minimum, insbesondere deswegen, weil kein minimales Produktions- und Verkaufsniveau für die Begünstigten gewährleistet wird.
(426)
Die PPA sind in dieser Beziehung - anstatt den Übergang des Elektrizitätssektors zu einem liberalisierten Markt zu fördern - vielmehr ein Hemmnis in der Entwicklung eines echten Wettbewerbs auf einem Großteil des Elektrizitätsmarkts. Die Zahlungsmechanismen der Beihilfe ermöglichen nicht die Berücksichtigung der künftigen Entwicklung des Wettbewerbs, und der Beihilfebetrag passt sich der tatsächlichen Entwicklung des Wettbewerbs nicht an.
(427)
Somit stehen die vorstehend genannten Bestimmungen im Widerspruch mit den Kriterien in Abschnitt 5 der Methodik, die besagen, dass die Finanzierungsmechanismen der Beihilfe keine Wirkungen zur Folge haben dürfen, die dem Gemeinschaftsinteresse zuwiderlaufen, wobei als Gemeinschaftsinteresse insbesondere der Wettbewerb berücksichtigt wird. Nach Abschnitt 5 dürfen die Finanzierungsmechanismen nicht dazu führen, dass fremde Unternehmen oder neue Wirtschaftsteilnehmer am Eintritt in bestimmte nationale oder regionale Märkte gehindert werden. Wie dies unter anderem in Erwägungsgrund 220 hervorgehoben worden ist, führen die Kapazitätsbuchung und das Kapazitätsentgelt jedoch dazu, dass MVM, d. h. der weit größte Kunde des Großhandelsmarkts, daran gehindert wird, anstelle der im Rahmen der PPA tätigen Erzeuger mit anderen Erzeugern Vertrag zu schließen. Überdies ist MVM aufgrund der Marktöffnung und der Bedingungen der PPA verpflichtet, Energiemengen über seinen Bedürfnissen zu kaufen, bzw. gezwungen, die überflüssige Elektrizität mit Hilfe von Freisetzungsmechanismen auf dem Markt weiterzuverkaufen. Schon allein das hindert die neuen Wirtschaftsteilnehmer am Eintritt in den Großhandelsmarkt. Die Kommission ist letztens der Ansicht, dass die PPA den Wettbewerb auf dem ungarischen Elektrizitätsgroßmarkt auf eine viel längere Zeit verzerren, als dies der Übergang zum Wettbewerbsmarkt begründen würde.
(428)
Die Vorschriften zum Abschluss der PPA erfüllen nicht das Kriterium in Punkt 4.5. der Methodik, weil der Beihilfehöchstbetrag, der den Erzeugern zwischen dem 1. Mai 2004 und dem Ablauf der PPA gezahlt werden muss, nicht im Voraus angegeben worden ist.
(429)
Überdies bringt die Kommission im Sinne von Punkt 4.8. der Methodik äußerste Vorbehalte gegenüber den Beihilfen zum Ausdruck, die die vor Inkrafttreten der Richtlinie 96/92/EG (112) erzielten Einnahmen ganz oder teilweise erhalten sollen, ohne die in Betracht kommenden verlorenen Kosten, die aufgrund der Einführung des Wettbewerbs entstehen könnten, strikt zu berücksichtigen.
(430)
Die Aufrechterhaltung der PPA nach dem Beitritt von Ungarn zur Europäischen Union führt genau dazu, dass die vor Inkrafttreten der Richtlinie 96/26/EG erzielten Einnahmen der betreffenden Stromerzeuger größtenteils erhalten bleiben. Überdies decken die Kraftwerke im Rahmen der PPA derzeit ein bedeutendes Marktsegment, ferner lauten die Verträge auf eine außergewöhnlich lange Laufzeit, die weit über der zur Anpassung an die Wettbewerbsverhältnisse rational notwendigen Zeit liegt.
(431)
Ferner kann die Kommission in den wesentlichen Bestimmungen der PPA keine Elemente finden, die aufgrund der Methodik als mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar angesehen werden könnten. Zumal die Verkürzung der Laufzeit der PPA allein nicht ausreichen würde, um sie als vereinbar anzusehen, weil der auf den gebuchten Kapazitäten und den festen Abnahmemengen basierte Finanzierungsmechanismus die Entwicklung eines echten Wettbewerbs auch weiterhin hindern würde. Der Preisbildungsmechanismus würde der Zielsetzung, die Entwicklung eines tatsächlichen Wettbewerbs zu fördern, wo sich der Preis aus dem Gesetz von Angebot und Nachfrage ergibt, auch weiterhin zuwiderlaufen.
(432)
Aufgrund der vorstehenden Erwägungen stellt die Kommission fest, dass die PPA mit den Kriterien der Methodik unvereinbar sind.
(433)
Die Beteiligten legten in ihrer Argumentation dar, dass Artikel 86 Absatz 2 EG-Vertrag auch dann für die PPA anwendbar ist, wenn diese im Übrigen die Kriterien, die in dem Urteil in der Rechtssache Altmark aufgestellt sind, nicht erfüllen.
(434)
Die Kommission ist der Ansicht, dass die in den Erwägungsgründe 255-275 dargelegten Stellungnahmen im Zusammenhang mit den Kriterien des Urteils in der Rechtssache Altmark zugleich auch zu der Schlussfolgerung führen, dass Artikel 86 Absatz 2 EG-Vertrag auf die PPA nicht anwendbar ist.
(435)
Artikel 86 Absatz 2 EG-Vertrag ist ausschließlich dann anwendbar, wenn das begünstigte Unternehmen mit Dienstleistungen von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse betraut worden ist, diese Voraussetzung ist - wie darauf die Ausführungen in den Erwägungsgründe 256-267 hinweisen - im vorliegenden Fall nicht erfüllt. Ferner muss der Ausgleichsbetrag, der für die Dienstleistungen von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse zu zahlen ist, den entstandenen Mehrkosten angemessen sein, das bedeutet, dass die genannte Dienstleistung genau abgrenzbar sein muss, um die damit verbundenen Kosten feststellen zu können. Wie die Erwägungsgründe 268-270 darauf hinweisen, ist diese Voraussetzung im vorliegenden Fall nicht erfüllt.
(436)
Folglich gilt die Gegenstand dieser Entscheidung darstellende Beihilfe als mit dem Gemeinsamen Markt unvereinbare staatliche Beihilfe.
7.8 Zurückzahlung
(437)
Nach dem EG-Vertrag und nach ständiger Rechtsprechung des Gerichtshofs der Europäischen Gemeinschaften ist die Kommission befugt zu entscheiden, dass ein Mitgliedstaat eine mit dem Gemeinsamen Markt unvereinbare staatliche Beihilfe aufzuheben oder umzugestalten hat (113). Ebenfalls aufgrund der ständigen Rechtsprechung des Gerichtshofs dient die einem Mitgliedstaat durch eine Entscheidung der Kommission auferlegte Verpflichtung zur Aufhebung einer mit dem Gemeinsamen Markt unvereinbaren Beihilfe zur Wiederherstellung der früheren Lage (114). Der Gerichtshof sprach in diesem Zusammenhang aus, dass dieses Ziel erreicht ist, wenn der Empfänger den als rechtswidrige Beihilfe gewährten Betrag zurückgezahlt und dadurch den Vorteil, den er auf dem Markt gegenüber seinen Mitbewerbern besaß, verloren hat, und die Lage vor der Zahlung der Beihilfe wiederhergestellt ist (115).
(438)
Artikel 14 Verordnung (EG) Nr. 659/1999 stellt im Einklang mit der vorstehend genannten Rechtsprechung fest: „In Negativentscheidungen hinsichtlich rechtswidriger Beihilfen entscheidet die Kommission, dass der betreffende Mitgliedstaat alle notwendigen Maßnahmen ergreift, um die Beihilfe vom Empfänger zurückzufordern. Die Kommission verlangt nicht die Rückforderung der Beihilfe, wenn dies gegen einen allgemeinen Grundsatz des Gemeinschaftsrechts verstoßen würde.“
(439)
Gewisse Beteiligte legten in ihren Argumentationen dar, dass die Aufhebung von privatrechtlichen Verträgen durch die Entscheidung der Kommission gegen den Grundsatz der Rechtssicherheit verstoßen würde, weil die PPA privatrechtliche Verträge sind, die von den Erzeugern in gutem Glauben, unter den zum Zeitpunkt ihrer Unterzeichnung bestehenden Marktverhältnissen abgeschlossen worden sind. Sie behaupten auch, dass eine solche Entscheidung den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit verletzten würde. Die Kommission verwirft diese Argumentation aus den in den Erwägungsgründe 382-387 dargelegten Gründen.
(440)
Der Gerichtshof sprach hinsichtlich der Verhältnismäßigkeit aus, dass die Rückforderung einer zu Unrecht gewährten staatlichen Beihilfe zwecks Wiederherstellung der früheren Lage grundsätzlich nicht als eine Maßnahme angesehen werden kann, die außer Verhältnis zu den Zielen der Vertragsbestimmungen über staatliche Beihilfen stünde (116).
(441)
Folglich ist die Kommission der Ansicht, dass es ausreichende Gründe dafür gibt, dass die im Rahmen der PPA gewährte Beihilfe zwecks Wiederherstellung der Wettbewerbsbedingungen zurückgezahlt wird.
(442)
In den Erwägungsgründe 176-236 ist nachgewiesen worden, dass der aus den PPA erwachsende Vorteil die allfällig positive Differenz zwischen den Preisen der PPA und den ohne PPA erzielbaren Marktpreisen weit übersteigt.
(443)
Die Kommission ist jedoch der Ansicht, dass der Gesamtwert sämtlicher - in den Erwägungsgründe 174-236 beschriebenen - Bedingungen, die an die langfristige Abnahmepflicht von MVM anknüpfen, auf den Zeitraum zwischen dem 1. Mai 2004 und dem Erlöschen der PPA nicht genau festgestellt werden kann. Somit wird die Kommission die Rückzahlung des Betrags der rechtswidrigen Beihilfe in der Rückzahlungsanordnung auf die Differenz beschränken, die zwischen den Einnahmen der Erzeuger mit PPA und den Einnahmen bestehen kann, die die Erzeuger im vorstehend genannten Zeitraum ohne die PPA am Markt hätten erzielen können.
(444)
Hinsichtlich des zurückzufordernden Betrags ist sich die Kommission darüber im Klaren, dass die genaue Festsetzung des Betrags der zugunsten der Begünstigten gewährten Beihilfe sehr kompliziert ist, weil dies davon abhängt, zu welchem Preis und wie viel Elektrizität im Zeitraum zwischen dem 1. Mai 2004 und dem Erlöschen der PPA auf dem ungarischen Großhandelsmarkt verkauft worden wäre, wenn in dem genannten Zeitraum keine PPA in Kraft gewesen wären. Da die PPA den Großteil der ungarischen Erzeugungskapazitäten decken, hätte sich im Fall der Verwirklichung eines „alternativen Szenarios“ (counterfactual scenario) (117) der Markt im Vergleich zur in Wirklichkeit eingetretenen Situation sehr anders entwickelt.
(445)
Da Elektrizität nicht effizient gelagert werden kann, muss die Nachfrage und das Angebot, um die Netzstabilität gewährleisten zu können, zu jedem einzelnen Zeitpunkt zur Deckung gebracht werden. Wie viel Elektrizität die Erzeuger und die Importeure auf dem Großhandelsmarkt in dem genannten Zeitraum zu welchen Preisen verkaufen können, hängt folglich nicht von der Gesamtnachfrage in einem gegebenen Zeitraum, sondern von der Nachfrage zu den einzelnen Zeitpunkten ab (118). Überdies fluktuiert die Elektrizitätsnachfrage auch tagsüber und saisonal in hohem Maße, infolgedessen sind auch die zur Befriedigung der Nachfrage nötigen Erzeugungs- und Importkapazitäten zu den einzelnen Zeitpunkten unterschiedlich, ferner liefern einzelne Erzeugungsanlagen nur dann Elektrizität, wenn die Nachfrage groß ist (119). Folglich kann die Funktionsweise des Markts aufgrund der Angaben, die der Kommission in Bezug auf den Jahresverbrauch, die Erzeugung und den Preis zur Verfügung stehen, nicht präzis beurteilt werden.
(446)
Keine Bestimmung des Gemeinschaftsrechts verlangt von der Kommission, bei der Anordnung der Rückzahlung einer mit dem Gemeinsamen Markt unvereinbaren Beihilfe den genauen Betrag der zu erstattenden Beihilfe festzusetzen. Es genügt, wenn die Entscheidung der Kommission Angaben enthält, die es ihrem Adressaten ermöglichen, ohne übermäßige Schwierigkeiten diesen Betrag selbst zu bestimmen (120).
(447)
Somit gibt die Kommission eine Anleitung zur Berechnung des zurückzuzahlenden Betrags. Wie bereits erwähnt, decken die PPA einen Großteil des ungarischen Elektrizitätsmarkts, so dass die Preise in deren Ermangelung ganz gewiss eine andere Entwicklung genommen hätten, als sie im Wettbewerbssegment derzeit feststellbar sind. Der Preis, den die Erzeuger ohne die PPA hätten erzielen können, kann also unter Verwendung des Resultats einer Marktsimulation festgestellt werden, die aus der Analyse der Funktionsweise des Elektrizitätsgroßhandelsmarkts aufgrund des „alternativen Szenarios“ besteht. Zweck der Simulation ist es, abzuschätzen wie sich der Absatz und die Preise im Fall des alternativen Szenarios entwickelt hätten. Auf dieser Grundlage kann eine zuverlässige Schätzung hinsichtlich darauf gegeben werden, wie hoch die Summe gewesen wäre, die MVM für die nach dem alternativen Szenario gekaufte Elektrizität an die betreffenden Erzeuger hätte zahlen müssen. Die Simulation muss die Voraussetzungen erfüllen, die in den folgenden Erwägungsgründen vorgesehen sind.
(448)
Erstens muss die Simulation, mit Rücksicht auf die außerordentlich niedrige Preisflexibilität der Energienachfrage, aufgrund der Hypothese durchgeführt werden, dass die Systembelastung nach dem alternativen Szenario zu jedem einzelnen Zeitpunkt mit der zu dem gegebenen Zeitpunkt tatsächlich gemessenen Belastung identisch ist.
(449)
Zweitens - wie in Erwägungsgrund 196 hervorgehoben worden ist - wird die Elektrizität im Rahmen von Spot- oder Termingeschäften gehandelt. Die Untersuchung des Elektrizitätssektors zeigte, dass die Terminpreise von den individuellen Erwartungen bezüglich der Entwicklung der Preise am Spotmarkt festgelegt werden. Abweichend von den Spotmärkten - wo aufgrund der ökonomischen Theorie im Fall von idealen Wettbewerbsbedingungen der Preis zu jedem einzelnen Zeitpunkt identisch ist mit den höchsten kurzfristigen Kosten (121) sämtlicher Erzeugungsanlagen zur Befriedigung der Nachfrage - gibt es auf den Terminmärkten kein solch offenkundiges Preisniveau, das aufgrund der ökonomischen Theorie schätzbar wäre. Überdies kann auch die Wirkung der von den Käufern und Verkäufern bei der Wahl zwischen Spot- und Termingeschäften angewandten Strategien nicht simuliert werden. Diese Tatsache wird von vielen verschiedenen, an den Großhandelsmärkten in ganz Europa zu beobachtenden Situationen gut veranschaulicht. Die Untersuchung des Elektrizitätssektors zeigte, dass das Verhältnis der als Spot-Erzeugnis gehandelten Menge und des nationalen Stromverbrauchs in den einzelnen Mitgliedstaaten sehr unterschiedlich ist (122).
(450)
Nach Erwägungsgrund 198 gelten die Spot-Kaufpreise - insbesondere die an den Spot-Energiebörsen notierten Preise - als Referenz für den gesamten Großhandelsmarkt, einschließlich der Terminprodukte. Um den zurückzuzahlenden Betrag feststellen zu können, muss nach Ansicht der Kommission die Simulation deshalb von der Hypothese ausgehen, dass die gesamte Elektrizität - mit Ausnahme der besonderen Fälle, die in den Erwägungsgründe 453 bis 456 aufgeführt worden sind - im Rahmen von Spotgeschäften verkauft wird.
(451)
Die Simulation muss aufgrund der kurzfristigen Grenzkosten der betreffenden Erzeugungsanlagen durchgeführt werden. Demnach muss die Simulation die relevanten Kennziffern - so insbesondere die installierte Kapazität, den Wärmewirkungsgrad, die Kosten für Brennstoff sowie andere wichtige Elemente der variablen Kosten, ferner die Zeiträume der geplanten und zwangsweise eintretenden Betriebsunterbrechungen - sämtlicher Stromerzeugungsanlagen (123) berücksichtigen, die in Ungarn im Zeitraum zwischen dem 1. Mai 2004 und dem Zeitpunkt des tatsächlichen Erlöschens der PPA tätig waren. Überdies muss bei der Durchführung der Simulation auch von der grundlegenden Hypothese ausgegangen werden, dass am simulierten Spotmarkt zu jedem einzelnen Zeitpunkt nur ein einziger Preis existiert, der sich aus dem Gesetz von Angebot und Nachfrage ergibt. Dieser einzige Preis ist infolge der Veränderung der Nachfrage und der variablen Kosten ein periodisch veränderlicher Preis.
(452)
Ferner muss im Zuge der Simulation auch darauf geachtet werden, dass MVM nach dem alternativen Szenario keine Mengen an Elektrizität kaufen muss, die über der zur Befriedigung der Bedürfnisse des öffentlichen Sektors benötigen Strommenge liegen (124). Folglich sind in dem alternativen Szenario die in Erwägungsgrund 226 genannten Verkaufsmechanismen nicht aufgeführt, und die Bedürfnisse von MVM beschränken sich auf die Mengen, die zur Befriedigung der Nachfrage im öffentlichen Sektor notwendig sind.
(453)
Überdies muss die Simulation auch die individuellen, gebührend begründeten Situationen berücksichtigen, die zur Abweichung von dem Grundsatz der Grenzkosten führen können, auf dem die gesamte Simulation gegründet ist. Die nach der Technologie der kombinierten Energieerzeugung arbeitenden Unternehmen können mit solchen individuellen Situationen konfrontiert werden. In Abhängigkeit von ihren vertraglich oder gesetzlich festgelegten Verpflichtungen bezüglich der Fernwärmeversorgung kann es vorkommen, dass diese Unternehmen Elektrizität zu einem Preis verkaufen, der unter ihren kurzfristigen Grenzkosten liegt.
(454)
In eine solche Situation können auch die Unternehmen gelangen, die wegen der von ihnen eingesetzten umweltfreundlichen Technologien Beihilfen aus staatlichen Maßnahmen erhalten. Dies ist der Stand der Dinge in Ungarn, wo Rechtsvorschriften MVM und den regionalen Versorgungsunternehmen eine solche Verpflichtung auferlegen, Elektrizität von Unternehmen, die bei der Stromerzeugung erneuerbare Energieträger oder Abfälle einsetzen bzw. nach der Technologie Kraft-Wärme-Kopplung Strom erzeugen, zu regulierten Tarifen zu kaufen, die im Allgemeinen höher sind als die Preise im Wettbewerbssegment des Großhandelsmarkts. Im Zuge der Simulation ist dies so zu betrachten, als wenn dieses verbindliche Abnahmesystem auch nach dem alternativen Szenario bestehen würde. Dies ist deswegen so zu betrachten, damit die von MVM im Rahmen des verbindlichen Abnahmesystems gekaufte Strommenge und der dafür bezahlte Preis damit übereinstimmen, was sich in Wirklichkeit, nach dem „wahren Szenario“ realisierte (125).
(455)
Überdies muss im Zuge der Simulation auch berücksichtigt werden, dass eine gewisse, physikalisch zur Verfügung stehende Menge an Erzeugungskapazität nicht zur Versorgung des Großhandelsmarkts mit Elektrizität verwendet werden kann, weil diese Kapazität zur Deckung von Ausgleichsleistungen für den koordinierenden Übertragungsnetzbetreiber gebucht worden ist. Nach dem wahren Szenario wurden solche Ausgleichsleistungen sowohl von den Stromerzeugern, die im Rahmen der PPA tätig sind, als auch von den anderen Erzeugern erbracht. Die Simulation ist aufgrund der Hypothese durchzuführen, dass sich im Rahmen des alternativen Szenarios die Kapazitätsbuchung für Ausgleichsleistungen des Übertragungsnetzbetreibers und die aufgrund dieser gebuchten Kapazität gelieferte Elektrizität sowie der dafür gezahlte Preis so entwickeln würden wie nach dem wahren Szenario.
(456)
Aufgrund des alternativen Szenarios könnten sich die Menge und der Preis der importierten und der exportierten Elektrizität anders entwickeln als nach dem wahren Szenario. Um diese Wirkung genau abschätzen zu können, müsste die Simulation auch auf die exportierenden und importierenden Länder ausgeweitet werden, weil die Entscheidungen der Marktteilnehmer, Elektrizität in ein anderes Land zu exportieren bzw. aus in einem anderen Land zu importieren, von den Marktverhältnissen bestimmt werden, die in den betreffenden Ländern bestehen. Angesichts dessen, dass Ungarns importierte bzw. exportierte Strommenge im Vergleich zur inländischen Erzeugung und zum inländischen Verbrauch begrenzt ist, ferner unter Berücksichtigung dessen, dass ein Drittel des Imports von langfristigen Verträgen gebunden ist (126), ist die Kommission der Ansicht, dass eine derartige Ausweitung der Simulation unverhältnismäßige Kraftanstrengungen erfordern würde. Ungarn kann deshalb davon ausgehen, dass die Import- und die Exportmengen bzw. die entsprechenden Preise nach dem alternativen Szenario mit denen nach dem wahren Szenario identisch sein würden.
(457)
Die Kommission ist sich darüber im Klaren, dass gewisse Erzeuger, die mit MVM keine PPA abgeschlossen hatten, mit anderen Kunden lang- oder kurzfristige Leistungsverträge unterzeichneten. Die Kommission vertritt jedoch den Standpunkt, dass diese Verträge in der Simulation nicht berücksichtigt werden müssen, denn wären die PPA nach der grundlegenden Hypothese des alternativen Szenarios am 1. Mai 2004 oder noch früher erloschen, dann hätten alle Erzeuger - angesichts des erheblichen Anteils der im Rahmen der PPA gebuchten, installierten Kapazität - ihre Geschäftsstrategie umgestalten müssen. Wie dies in Erwägungsgrund 449 erläutert wird, ist der Anteil der Elektrizität, die als Spot- und Terminprodukt verkauft worden ist, nicht schätzbar. Deswegen kann angenommen werden, dass sämtliche Erzeuger ihre erzeugte Elektrizität voll und ganz als Spotprodukt verkaufen würde, vorausgesetzt, dass keine der in den Erwägungsgründe 453-456 aufgeführten Situationen für sie zutrifft.
(458)
Die Simulation des Großhandelsmarkts kann am präzisesten auf stündlicher Basis durchgeführt werden, unter Berücksichtigung sämtlicher Kennzahlen, die für die einzelnen Stunden maßgebend sind. Beschränkt sich die Simulation auf Proben, die aus repräsentativen Zeitpunkten entnommen worden sind, und werden die Resultate der zu diesen Zeitpunkten durchgeführten Simulationen auf den gesamten Untersuchungszeitraum projiziert, akzeptiert die Kommission auch dies.
(459)
Die Simulation muss eine solide Schätzung in Bezug darauf geben, wie viel und zu welchem Preis die einzelnen Erzeuger nach dem alternativen Szenario ihre Elektrizität verkaufen würden. Unter Zugrundlegung von früheren Angaben bezüglich des Gesamtverbrauchs der Endkunden des öffentlichen Sektors bzw. aller Endkunden muss geschätzt werden, wie sich das Verhältnis der Strommenge, die MVM zur Befriedigung der Bedürfnisse im öffentlichen Sektor beanspruchte (127), und der Gesamtstrommenge, die MVM zu den einzelnen Zeitpunkten auf dem Großhandelsmarkt verkaufte, nach dem alternativen Szenario gestalten würde.
(460)
Unter Verwendung des obigen Verhältnisses ist eine Schätzung in Bezug darauf zu erstellen, wie viel Elektrizität die einzelnen Erzeuger zu den einzelnen Zeitpunkten nach dem alternativen Szenario an MVM verkauft hätten. Aufgrund dieser Schätzungen muss festgestellt werden, wie hoch derjenige Betrag im gesamten Erhebungszeitraum gewesen wäre, den MVM nach dem alternativen Szenario für die Strommenge, die es zur Befriedigung der Bedürfnisse des öffentlichen Sektors kaufte, an die einzelnen Erzeuger bezahlt hätte (128).
(461)
Der letzte Abschnitt der Bestimmung des zurückzuzahlenden Betrags muss berücksichtigen, dass die Erzeuger in dem wahren Szenario nicht unbedingt die gesamte Elektrizität, die von den Blöcken der im Rahmen der PPA tätigen Kraftwerke erzeugt wurde, an MVM verkauften, sondern die nicht gebuchten Kapazitäten an andere Kunden verkauften. Der Betrag der zurückzuzahlenden Beihilfe muss für jeden einzelnen betroffenen Block pro Jahr ausgerechnet werden, auf der Grundlage, wie hoch die Differenz zwischen den Einnahmen aus dem Absatz von Elektrizität an MVM im Rahmen der PPA nach dem wahren Szenario (129) und dem Betrag ist, den MVM - nach den Berechnungen aufgrund der vorstehenden Grundsätze - nach dem alternativen Szenario hätte bezahlen müssen.
(462)
Die Kommission erkennt jedoch an, dass die betreffenden Erzeuger ihre Elektrizität an andere Kunden als MVM nach dem alternativen Szenario möglicherweise zu höheren Preisen verkauft hätten als nach dem wahren Szenario. Dies ist in erster Linie der Tatsache zu verdanken, dass in dem alternativen Szenario keine Kapazitätsbuchungen für MVM aufgeführt sind, was den Erzeugern zusätzliche Möglichkeiten dazu eröffnet, ihre erzeugte Elektrizität an andere Kunden als MVM zu verkaufen. Somit kann Ungarn die Differenz zwischen den Einnahmen, die nach dem alternativen Szenario aus dem Verkauf an andere Kunden als MVM entstanden, und den Einnahmen, die nach dem wahren Szenario aus einem derartigen Absatz tatsächlich entstanden, von den - nach Erwägungsgrund 461 - berechneten Beträgen in Abzug bringen, sofern diese Differenz ein positives Vorzeichen hat.
(463)
Nach Artikel 14 Absatz 2 Verordnung (EG) Nr. 659/1999 ist der bei der Rückforderung der Beihilfe angewandte Zinssatz ein für jedes Kalenderjahr bestimmter Jahreszins.
(464)
Damit die Kommission die Präzision der Simulation überprüfen kann, müssen die ungarischen Behörden eine ausführliche Beschreibung über die angewandten Berechnungsmethoden sowie über die Eingabedaten der Simulation vorlegen.
(465)
Der Kommission sind Methoden bekannt, die zur Durchführung der Simulation geeignet sind. Die Kommission hat ein solches Instrument im Rahmen der Untersuchung des Elektrizitätssektors angewandt, um die Struktur und die Leistung von sechs europäischen Großhandelsmärkten zu analysieren (130). Viele Elektrizitätsunternehmen verwenden Instrumente dieser Art auch zur Erstellung von langfristigen Strompreisprognosen, zur Analyse der Ressourcenplanung und zur Optimierung der Produktionsauslastung. Überdies ist die Kommission - nach den vorstehenden Ausführungen - bereit, gewisse Vereinfachungen anzunehmen, insbesondere die Verwendung von Proben aus repräsentativen Zeitpunkten anstelle der Simulation auf stündlicher Basis. Ungarn ist also - gemäß dem Grundsatz der redlichen Zusammenwirkung nach Artikel 10 EG-Vertrag - verpflichtet, die Simulation innerhalb einer angemessenen Frist und gemäß den vorstehend genannten Grundsätzen durchzuführen und den Betrag der zurückzuzahlenden Beihilfe zu bestimmen.
(466)
Nach dem Standpunkt der Europäischen Kommission muss ein Mitgliedstaat, der bei der Durchführung einer Entscheidung auf unvorhergesehene und unvorhersehbare Schwierigkeiten stößt oder sich über Folgen klar wird, die von der Kommission nicht beabsichtigt waren, diese Probleme der Kommission zur Beurteilung vorlegen. In einem solchen Fall müssen die Kommission und der Mitgliedstaat redlich zusammenwirken, um die Schwierigkeiten unter vollständiger Beachtung der Bestimmungen des EG-Vertrags (131) zu überwinden.
(467)
Die Kommission fordert Ungarn daher auf, die Probleme, auf die es bei der Durchführung der Entscheidung stößt, der Kommission zur Beurteilung vorzulegen.
8. SCHLUSSFOLGERUNG
(468)
Die Kommission stellt fest, dass den Stromerzeugern durch die PPA rechtswidrige staatliche Beihilfen im Sinne des Artikels 87 Absatz 1 EG-Vertrag gewährt werden, die mit dem Gemeinsamen Markt unvereinbar sind.
(469)
Nach den Darlegungen in Punkt 7.3. ist das staatliche Beihilfeelement der PPA die Abnahmepflicht von MVM. Im Rahmen dieser Abnahmepflicht ist MVM verpflichtet, gebuchte Kapazitäten bzw. feste Strommengen zu einem Preis zu kaufen, der die fixen, die variablen und die Kapitalkosten deckt, während eines Zeitraums, der mit der Amortisationszeit der betreffenden Erzeugungsanlagen nahezu identisch ist, wodurch eine Kapitalrendite für die Stromerzeuger gewährleistet wird.
(470)
Da diese staatliche Beihilfe mit dem EG-Vertrag unvereinbar ist, muss sie eingestellt werden -
HAT FOLGENDE ENTSCHEIDUNG ERLASSEN:
Artikel 1
(1) Mit den Abnahmeverpflichtungen, die in den langfristigen Strombezugsverträgen zwischen Magyar Villamos Művek Rt. und Budapesti Erőmű Rt., Dunamenti Erőmű Rt., Mátrai Erőmű Rt., AES-Tisza Erőmű Kft, Csepeli Áramtermelő Kft., Paksi Atomerőmű Rt. sowie Pécsi Erőmű Rt. (Unterzeichner der ursprünglichen PPA und Rechtsvorgänger von Pannon Hőerőmű Rt.) (132) niedergelegt sind, werden den Stromerzeugern staatliche Beihilfen im Sinne des Artikels 87 Absatz 1 EG-Vertrag gewährt.
(2) Die staatliche Beihilfe nach Absatz 1 ist mit dem Gemeinsamen Markt unvereinbar.
(3) Ungarn stellt die Gewährung der in Absatz 1 genannten staatlichen Beihilfe innerhalb von sechs Monaten nach Bekanntgabe dieser Entscheidung ein.
Artikel 2
(1) Ungarn fordert die in Artikel 1 Absatz 1 genannte Beihilfe von den Begünstigten zurück.
(2) Der Rückforderungsbetrag umfasst Zinsen, die von dem Zeitpunkt, ab dem die Beihilfe dem Begünstigten zur Verfügung stand, bis zu deren tatsächlicher Rückzahlung berechnet werden.
(3) Die Zinsen werden gemäß Kapitel V der Verordnung (EG) Nr. 794/2004 (133) und gemäß der Verordnung (EG) Nr. 271/2008 zur Änderung der Verordnung (EG) Nr. 794/2004 der Kommission (134) nach der Zinseszinsformel berechnet.
Artikel 3
(1) Ungarn teilt der Kommission innerhalb von zwei Monaten nach Bekanntgabe dieser Entscheidung mit, welche Maßnahmen bereits ergriffen wurden bzw. welche weiteren Maßnahmen vorgesehen sind, um dieser Entscheidung nachzukommen, insbesondere welche Schritte eingeleitet wurden, um eine angemessene Simulation des Großhandelsmarkts zwecks Bestimmung des zurückzufordernden Beihilfebetrags durchzuführen, und welche Methoden und Eingabedaten im Einzelnen zur Verwirklichung des vorstehend genannten Ziels angewandt bzw. verwendet werden.
(2) Ungarn unterrichtet die Kommission über den Fortgang der nationalen Maßnahmen zur Umsetzung dieser Entscheidung, bis die Rückzahlung der in Artikel 1 genannten Beihilfe abgeschlossen ist. Auf Anfrage der Kommission legt Ungarn unverzüglich Informationen über die Maßnahmen vor, die ergriffen wurden bzw. beabsichtigt sind, um dieser Entscheidung nachzukommen. Ferner übermittelt Ungarn ausführliche Angaben über die Beihilfebeträge und die Zinsen, die vom Begünstigten bereits zurückgezahlt wurden.
Artikel 4
(1) Ungarn berechnet den genauen Rückforderungsbetrag anhand der angemessenen Simulation einer Situation am Elektrizitätsbinnenmarkt, die sich dann entwickelt hätte, wenn keiner der in Artikel 1 Absatz 1 genannten langfristigen Strombezugsverträge seit dem 1. Mai 2004 in Kraft gewesen wäre.
(2) Ungarn berechnet innerhalb von sechs Monaten nach Bekanntgabe dieser Entscheidung den Rückforderungsbetrag anhand der in Absatz 1 genannten Methode und legt der Kommission sämtliche relevanten Informationen bezüglich der genannten Simulation vor, insbesondere deren Resultate, die detaillierte Beschreibung der angewandten Methode und die bei der Durchführung der Simulation verwendeten Daten.
Artikel 5
Ungarn stellt sicher, dass die Rückzahlung der in Artikel 1 genannten Beihilfe innerhalb von zehn Monaten nach Bekanntgabe dieser Entscheidung erfolgt.
Artikel 6
Diese Entscheidung ist an die Republik Ungarn gerichtet.
Brüssel, den 4. Juni 2008
DECIZIA COMISIEI
din 4 iunie 2008
privind ajutorul de stat C 41/05 acordat de Ungaria în cadrul contractelor de achiziție de energie electrică pe termen lung
[notificată cu numărul C(2008) 2223]
(Numai textul în limba maghiară este autentic)
(Text cu relevanță pentru SEE)
(2009/609/CE)
COMISIA COMUNITĂȚILOR EUROPENE,
având în vedere Tratatul de instituire a Comunității Europene, în special articolul 88 alineatul (2) primul paragraf,
având în vedere Acordul privind Spațiul Economic European, în special articolul 62 alineatul (1) litera (a),
după ce părțile interesate au fost invitate să își prezinte observațiile în conformitate cu articolele menționate anterior (1) și având în vedere observațiile primite,
1. PROCEDURĂ
(1)
Prin scrisoarea din 31 martie 2004, înregistrată în aceeași zi, autoritățile maghiare au notificat Comisia cu privire la Decretul guvernamental nr. 183/2002 (VIII.23) (2), în conformitate cu procedura („procedura interimară”) prevăzută la alineatul (3) primul paragraf litera (c) din anexa IV la Tratatul de aderare a Republicii Cehe, a Republicii Estonia, a Republicii Cipru, a Republicii Letonia, a Republicii Lituania, a Republicii Ungare, a Republicii Malta, a Republicii Polone, a Republicii Slovenia și a Republicii Slovace la Uniunea Europeană. Decretul guvernamental notificat reglementează sistemul de compensare a costurilor suportate de societatea pe acțiuni cu autorizație de comercializare cu ridicata Magyar Villamos Művek Zrt. (denumită în continuare „MVM”), furnizor și distribuitor de energie electrică, aflată în proprietatea statului. Notificarea a fost înregistrată de către Comisie cu numărul de ajutor de stat HU 1/2004.
(2)
Între autoritățile maghiare și Comisie au existat mai multe schimburi de scrisori oficiale în legătură cu măsura de ajutor (3). De asemenea, Comisia a primit observații de la părți terțe (4). În cadrul procedurii interimare, Comisia a constatat că piața maghiară de comercializare cu ridicata a energiei electrice constă mai ales din contracte de achiziție de energie electrică încheiate pe termen lung (denumite în continuare „CAEE”) între MVM și anumiți producători de energie electrică. În baza informațiilor aflate la dispoziție la vremea respectivă, Comisia punea la îndoială faptul că CAEE-urile conțin elemente de ajutor de stat ilegale.
(3)
Prin scrisoarea din 13 aprilie 2005, înregistrată la 15 aprilie 2005, autoritățile maghiare au revocat notificarea privind Decretul guvernamental nr. 183/2002. La 4 mai 2005, în conformitate cu dispozițiile Regulamentului (CE) nr. 659/1999 din 22 martie 1999 de stabilire a normelor de aplicare a articolului 93 din Tratatul CE (5) (denumit în continuare „regulamentul de procedură”), Comisia a înregistrat, din proprie inițiativă, un caz de ajutor de stat în favoarea CAEE-urilor (cazul numărul NN 49/05).
(4)
Prin scrisoarea din 24 mai 2005 (D/54013), Comisia a solicitat informații suplimentare din partea autorităților maghiare. Scrisoarea de răspuns a autorităților maghiare din 20 iulie 2005 a fost înregistrată de Comisie la 25 iulie 2005. Prin scrisoarea din 28 septembrie 2005, înregistrată la 30 septembrie 2005, autoritățile maghiare au pus la dispoziție informații suplimentare.
(5)
Prin scrisoarea din 9 noiembrie 2005, Comisia a înștiințat Ungaria cu privire la decizia sa de a deschide în privința CAEE-urilor procedura oficială de investigare prevăzută la articolul 88 alineatul (2) din Tratatul CE (denumită în continuare „decizia de deschidere a procedurii”). Decizia a fost publicată în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (6).
(6)
În cadrul deciziei de deschidere a procedurii, Comisia și-a exprimat îndoielile cu privire la compatibilitatea CAEE-urilor cu piața comună. Comisia a invitat părțile interesate să-și prezinte observațiile.
(7)
După acceptarea de către Comisie a cererii de prelungire a termenului-limită de prezentare a observațiilor (7), la 31 ianuarie 2006, Ungaria și-a prezentat observațiile cu privire la decizia de deschidere a procedurii, acestea fiind înregistrate de Comisie la 1 februarie 2006.
(8)
Ca urmare a acceptării de către Comisie a numeroaselor cereri de prelungire a termenului de prezentare a observațiilor (8), observațiile primite de la părțile terțe au fost înregistrate de Comisie în următoarele zile: la 11 ianuarie 2006 observațiile prezentate de MVM, la 20 ianuarie 2006 observațiile prezentate de o parte terță care a cerut să nu îi fie dezvăluită identitatea, la 20 ianuarie și 6 martie 2006 observațiile prezentate de Mátrai Erőmű S.A., la 10 februarie 2006 observațiile prezentate de […], la 13 și 14 februarie 2006 observațiile prezentate de AES-Tisza Erőmű Srl., la 13 februarie 2006 observațiile prezentate de […], la 14 februarie 2006 observațiile prezentate de Electrabel S.A. și filiala acesteia, Dunamenti Erőmű S.A., la 21 februarie 2006 observațiile prezentate de Budapesti Erőmű S.A. și la 21 februarie 2006 observațiile prezentate de Csepeli Áramtermelő Srl.
(9)
După ce autoritățile maghiare au dat asigurări că vor păstra confidențialitatea informațiilor furnizate de către părțile terțe în cadrul procedurii (10), Comisia a transmis Ungariei observațiile menționate mai sus, prin scrisoarea din 25 aprilie 2006.
(10)
Autoritățile maghiare au prezentat prima parte a comentariilor cu privire la observațiile părților terțe prin scrisoarea din 28 iunie 2006, înregistrată la 29 iunie 2006, iar partea a doua, prin scrisoarea din 24 iulie 2006, înregistrată la 25 iulie 2006.
(11)
Având în vedere proiectul de modificare a legislației maghiare în sectorul energetic, Comisarul european, doamna Kroes, prin scrisoarea din 17 octombrie 2006, trimisă domnului ministru Kóka, a îndemnat guvernul maghiar să soluționeze prin noua legislație problema CAEE-urilor și toate potențialele probleme de compensație, în conformitate cu legislația UE.
(12)
La 19 decembrie 2006, întreprinderea AES-Tisa a prezentat observații suplimentare, obiectând cu privire la mai multe elemente ale procedurii Comisiei.
(13)
Prin scrisorile din 21 noiembrie 2006, înregistrată la 23 noiembrie 2006, și, respectiv, 15 ianuarie 2007, înregistrată în aceeași zi, precum și în cadrul întâlnirilor directe - din datele de 18 decembrie 2006 și 8 martie 2007 - cu membrii Comisiei, autoritățile maghiare și-au reafirmat dorința de a modifica legislația în concordanță cu liberalizarea sectorului energetic și de a modifica, în același timp, situația existentă pe piața de comercializare cu ridicata a energiei electrice.
(14)
La 23 aprilie 2007, Comisia a solicitat informații suplimentare. Ungaria a răspuns solicitării la 5 iunie 2007, completând răspunsul cu noi informații la 6 august 2007.
(15)
La 4 mai 2007, autoritățile maghiare au înștiințat Comisia referitor la înființarea unei comisii de lucru pentru a se purta negocieri cu toți producătorii afectați de rezilierea sau modificarea semnificativă a CAEE-urilor. În acest sens, la 11 mai 2007, guvernul a adoptat Decretul nr. 2080/2007 (V.11) privind clarificarea situației contractelor de achiziție de energie electrică pe termen lung (11), prin care se înființa comisia de lucru mai sus amintită, aflată în subordinea cabinetului primului-ministru, pentru a soluționa situația CAEE-urilor în cel mai scurt timp și în conformitate cu normele UE privind ajutoarele de stat, respectiv dispunea începerea negocierilor oficiale în această privință cu producătorii de energie electrică în cauză. Prin scrisoarea din 3 iulie 2007, autoritățile maghiare au prezentat rezultatele negocierilor purtate în cursul lunii iunie 2007.
(16)
Noua Lege a energiei electrice (12), elaborată în paralel cu procesul de liberalizare, a fost promulgată la 2 iulie 2007 și a intrat în vigoare parțial la 15 octombrie 2007 și parțial la 1 ianuarie 2008. Prin scrisoarea din 25 iulie 2007, autoritățile maghiare au înștiințat Comisia referitor la rezultatele obținute în privința deschiderii pieței maghiare de energie electrică datorită noii legi. Noua lege nu modifica însă CAEE-urile încheiate între MVM și producătorii de energie electrică menționați în decizia de deschidere a procedurii, în consecință aceste contracte rămânând în vigoare.
(17)
Prin scrisoarea din 26 iulie 2007, Comisia a adresat întrebări suplimentare autorităților maghiare.
(18)
La 7 septembrie 2007, Comisia a înregistrat scrisoarea autorităților maghiare prin care acestea solicitau timp suplimentar pentru a finaliza cu succes negocierile purtate cu producătorii.
(19)
La 24 septembrie și 31 octombrie 2007, Comisia a înregistrat răspunsul dat de Ungaria la întrebările din 26 iulie 2007.
(20)
În conformitate cu dispozițiile articolului 5 alineatul (2) din Regulamentul (CE) nr. 659/1999, la 14 decembrie 2007, Comisia a transmis autorităților maghiare o atenționare în care a enumerat aspectele în privința cărora informațile prezentate erau în continuare incomplete. Autoritățile maghiare au răspuns prin scrisoarea din 16 ianuarie 2008.
(21)
Autoritățile maghiare au susținut că nu pot furniza un răspuns la toate întrebările Comisiei, întrucât Dunamenti Erőmű și AES-Tisza Erőmű nu le-au pus la dispoziție datele solicitate.
(22)
În consecință, la 15 februarie 2008, Comisia a adoptat un ordin furnizare a informațiilor, somând Ungaria ca în termen de 15 zile să pună la dispoziție datele menționate în decizie.
(23)
La 27 februarie, Dunamenti Erőmű a trimis Comisiei o copie a răspunsului său la întrebările autorităților maghiare. În scrisoarea în cauză, Dunamenti Erőmű explica motivele pentru care nu putea răspunde la întrebările adresate. Autoritățile maghiare au răspuns la 4 și 13 martie 2008. La cererea explicită a Dunamenti Erőmű, autoritățile maghiare au anexat la răspuns scrisorile adresate de Dunamenti Erőmű Ministerului de Finanțe și Oficiul Maghiar pentru Energie, din 14 mai 2007, 21 august 2007, 13 septembrie 2007, 7 decembrie 2007, 14 ianuarie 2008 și 20 februarie 2008. Autoritățile maghiare nu transmiseseră până atunci Comisiei copia scrisorilor respective (13), însă incluseseră toate informațiile considerate relevante conținute de acestea în răspunsurile furnizate Comisiei în cadrul procedurii.
(24)
Din răspunsul dat de autoritățile maghiare reiese că AES-Tisza Erőmű nu le-a pus la dispoziție niciun fel de răspuns. La 10 martie 2008, AES-Tisza Erőmű a trimis, prin fax doamnei comisar Kroes o scrisoare în care și-a exprimat opinia potrivit căreia autoritățile maghiare aveau deja la dispoziție toate informațiile solicitate de Comisie.
(25)
Prin scrisoarea din 13 martie 2008, autoritățile maghiare au trimis Comisiei informațiile solicitate la alineatul (1) literele (a) - (d) din capitolul III al ordinului de furnizare a informațiilor, în baza datelor aflate la dispoziție. Acestea nu au furnizat însă informații cu privire la întrebarea de la alineatul (1) litera (e) din capitolul III al ordinului de furnizare a informațiilor privind investițiile efectuate de către cei doi producători de energie electrică.
(26)
De la data înregistrării cazului HU1/2004, o mare parte a schimbului de informații s-a axat pe metodologia de evaluare a ajutoarelor de stat asociate costurilor irecuperabile (denumită în continuare „metodologia”) (14). Din documentele prezentate în cadrul procedurii reieșea că autoritățile maghiare intenționau să introducă un sistem de ajutor de stat pentru compensarea costurilor irecuperabile, iar evaluarea sistemului ar fi putut fi inclusă în prezenta decizie. Prin urmare, în cadrul prezentei proceduri, Comisia și autoritățile maghiare au purtat discuții cu privire la detaliile unui sistem compensatoriu care să fie adoptat de Ungaria, astfel încât acesta să corespundă metodologiei.
(27)
În pofida discuțiilor tehnice purtate în legătură cu eventualele mecanisme compensatorii, autoritățile maghiare - până la data prezentei decizii - nu au prezentat Comisiei un mecanism compensatoriu aprobat de guvernul maghiar. Prin scrisoarea din 13 martie 2008, autoritățile maghiare au confirmat în mod explicit faptul că în prezent nu doresc să acorde compensări pentru costurile irecuperabile ale producătorilor de energie electrică. Acestea și-au rezervat însă, în mod explicit, dreptul ca într-o etapă viitoare să plătească astfel de compensări pentru unii producători de energie electrică.
(28)
Prin scrisoarea din 7 aprilie 2008, Comisia a solicitat autorităților maghiare confirmarea anumitor date. Autoritățile maghiare au trimis răspunsurile solicitate prin scrisoarea înregistrată la 22 aprilie 2008.
(29)
Prin scrisoarea din 20 mai 2008, autoritățile maghiare au înștiințat Comisia cu privire la faptul că, începând cu data de 31 martie 2008, părțile au reziliat CAEE-ul încheiat cu Paksi Atomerőmű. Cu toate că Csepeli Áramtermelő Srl. și Pannonpower Holding S.A. au semnat, în aprilie 2008, convenția de reziliere a CAEE-urilor, până la data prezentei decizii, intrarea în vigoare a convențiilor depinde încă de aprobarea acționarilor și a instituțiilor bancare.
(30)
Decizia privind deschiderea procedurii a fost atacată în primă instanță de către Budapesti Erőmű S.A., prin acțiunea intentată la 3 martie 2006, înregistrată cu numărul T-80/06. La 6 iunie 2006, Csepeli Áramtermelő Srl. a depus o cerere de intervenție în cadrul procedurii pentru a sprijini întreprinderea Budapesti Erőmű; cererea a fost aprobată de instanță, prin hotărârea din 11 martie 2008.
(31)
În plus, împotriva Republicii Ungare sunt, de asemenea, pe rol două cauze în fața Curții de Arbitraj Internaționale a Centrului Internațional pentru Reglementarea Diferendelor Relative la Investiții (International Centre for Settlement of Investment Disputes, ICSID) din Washington, intentante de întreprinderile producătoare de energie electrică […] S.A. și […] - acționarii centralelor care funcționează în cadrul CAEE-urilor din Ungaria. Procesele se bazează pe dispoziția referitoare la protejarea investițiilor din Protocolul Cartei Energiei.
2. DESCRIEREA MĂSURII
(32)
În perioada 31 decembrie 1991-31 decembrie 2002, piața maghiară de energie electrică s-a format în jurul Magyar Villamos Művek (MVM), unicul comerciant industrial cu ridicata existent (după modelul „single buyer” sau „monopsonic”). MVM este o întreprindere aflată în proprietatea statului în proporție de 99,9 %, a cărei activitate acoperă producerea, comercializarea cu ridicata, furnizarea și distribuția de energie electrică. În cadrul modelului „monopsonic”, întreprinderile producătoare de energie electrică aveau dreptul de a vinde direct energia exclusiv către MVM (cu excepția cazului în care MVM renunța la acest drept în favoarea distribuitorului regional), MVM fiind singura entitate autorizată să furnizeze energie electrică distribuitorilor regionali. În temeiul Legii XLVIII din anul 1994 privind energia electrică (denumită în continuare „Legea energiei electrice I”), MVM avea obligația să asigure siguranța aprovizionării cu energie electrică a Ungariei, cu cele mai reduse costuri posibile.
(33)
Legea CX din anul 2001 privind energia electrică (care a înlocuit Legea energiei electrice I, denumită în continuare „Legea energiei electrice II”) a intrat în vigoare la 1 ianuarie 2003. Modelul dublu al sistemului maghiar de energie electrică a fost în vigoare până la 1 ianuarie 2008, și anume până la intrarea în vigoare a Legii LXXXVI din anul 2007 privind energia electrică (denumită în continuare „Legea energiei electrice III”, care a înlocuit Legea energiei electrice II). Conform acestui model dublu, exista un sector de utilitate publică și un sector concurențial, iar consumatorii autorizați (al căror număr era în continuă creștere) aveau dreptul să pătrundă în sectorul concurențial. În sectorul de utilitate publică, MVM a rămas în continuare singurul comerciant cu ridicata, însă în sectorul de piață liberă au apărut și alți comercianți. Legea energiei electrice III a desființat sectorul de utilitate publică, însă a păstrat - în limitele permise de A doua directivă privind energia electrică (15) - obligația de serviciu universal față de consumatorii casnici și față de o serie de consumatori comerciali.
(34)
Legea energiei electrice I obliga MVM să măsoare întregul necesar de energie electrică al țării și să elaboreze, din doi în doi ani, un Plan național pentru construirea de centrale. Planul trebuia prezentat spre aprobare guvernului maghiar și Parlamentului.
(35)
Din Legea energiei electrice I și din comunicările (16) guvernului maghiar reiese că, la mijlocul anilor nouăzeci, obiectivele cele mai stringente ale pieței maghiare de energie electrică erau următoarele: asigurarea siguranței alimentării cu energie electrică a Ungariei cu cele mai reduse costuri posibile, modernizarea infrastructurii, acordând o atenție sporită standardelor în vigoare de protecție a mediului, respectiv realizarea restructurării necesare a sectorului de distribuție a energiei electrice. Pentru realizarea acestor obiective generale, s-au propus contracte de achiziție de energie electrică pe termen lung pentru investitorii străini care au acceptat să investească în construirea și modernizarea centralelor din Ungaria. CAEE-urile au fost semnate, pe de o parte, de centrale și, pe de altă parte, de către MVM.
(36)
CAEE-urile încheiate între MVM și fiecare centrală în parte (17) au creat un portofoliu de producție echilibrat, care permitea MVM să-și respecte obligația de a asigura siguranța aprovizionării cu energie electrică. CAEE-urile permit MVM să facă față exigențelor privind sarcina de bază (în cazul centralelor pe bază de cărbune și al celor nucleare), respectiv sarcina maximă (în cazul centralelor pe bază de gaz).
(37)
Conform CAEE-urilor, producătorii de energie electrică sunt obligați să utilizeze și să mențină în stare corespunzătoare unitățile de producție. CAEE-urile contractează către MVM întreaga capacitate de producție a centralelor (MW) sau cea mai mare parte a acesteia. Contractarea capacității nu depinde de nivelul efectiv de utilizare a centralei. MVM este obligat să preia o cantitate minimă de energie electrică (MWh), produsă peste capacitatea contractată, de la toate centralele care funcționează în cadrul unui CAEE (preluare garantată).
(38)
Unele CAEE-uri includ și așa-numite „servicii prestate la nivelul sistemului” (18), în cazul centralelor care, din punct de vedere tehnic, pot asigura astfel de servicii. MVM asigură aceste servicii operatorului rețelelor de transport, MAVIR.
(39)
CAEE-urile încheiate între 1995-1996 (șapte dintre cele zece CAEE-uri evaluate) au fost semnate de părți în cadrul pregătirii privatizării centralelor. CAEE-urile în cauză au la bază un model de contract realizat la cererea guvernului maghiar de către un birou internațional de avocatură. Semnarea CAEE-urilor nu s-a realizat în cadrul unor proceduri de licitație publică. Privatizarea centralelor, în schimb, a fost realizată în cadrul unor licitații publice. CAEE-urile (semnate înainte de privatizare) au devenit parte a contractelor de privatizare. După privatizare, o parte a contractelor în cauză (în special cele semnate cu Mátrai Erőmű, Tiszai Erőmű și Dunamenti Erőmű) au fost parțial modificate de către părți.
(40)
CAEE-ul semnat în 1997 cu Csepeli Áramtermelő Srl. a avut la bază un model de contract ușor diferit. Nici contractul respectiv nu a fost adjudecat în cadrul unei licitații publice, și acesta fiind legat de privatizarea centralei.
(41)
CAEE-ul cu Újpesti Erőmű (una dintre cele trei centrale ale Budapesti Erőmű) a fost semnat cu Budapesti Erőmű în 1997, tot fără o procedură de licitație publică.
(42)
Numai semnarea CAEE-ului cu Kispesti Erőmű (o altă centrală - învechită - aflată de fapt în reconstrucție la vremea respectivă, a Budapesti Erőmű) a avut loc în urma unei licitații publice, în anul 2001.
(43)
În perioada 2000-2004, capacitatea contractată prin CAEE-uri a reprezentat aproximativ 80 % din necesarul total de energie electrică (MW) al Ungariei. Din 2005 până la data prezentei decizii, procentul s-a situat între 60-70 %. Odată cu încetarea CAEE-urilor, este de așteptat ca procentul să scadă treptat în perioada 2011-2024 (19).
(44)
La data aderării Ungariei la UE (1 mai 2004), dintre cele aproape douăzeci de CAEE-uri semnate în perioada 1995 și 2001, zece erau încă în vigoare.
(45)
Prezenta decizie se referă exclusiv la CAEE-urile care la data de 1 mai 2004 erau încă în vigoare. Decizia nu se referă, prin urmare, la CAEE-urile reziliate înainte de data menționată. Deși unele CAEE-uri au fost reziliate de bunăvoie de către părți în cursul lunii aprilie 2008 (a se vedea considerentul 29 de mai sus), prezenta decizie se referă și la CAEE-urile în cauză și va analiza caracterul de ajutor de stat al acestora, precum și compatibilitatea acestora cu piața comună, în perioada cuprinsă între 1 mai 2004 și data rezilierii (aprilie 2008).
(46)
Centralele care au funcționat în cadrul unor CAEE-uri care se încadrează în domeniul de aplicare a prezentei decizii sunt prezentate în tabelul de mai jos. Perioadele de valabilitate a CAEE-urilor prezentate în tabel sunt aceleași cu datele de expirare stabilite inițial - precizate chiar în CAEE-uri.
Tabelul 1
Lista producătorilor și acționarilor majoritari care au încheiat CAEE-uri și perioada de valabilitate a CAEE-urilor
Denumirea întreprinderii producătoare
Grupul de acționari majoritari
Centrala care funcționează în cadrul unui CAEE
Perioada de valabilitate a CAEE-ului
Budapesti Erőmű S.A.
EDF
Kelenföldi Erőmű
1996-2011
Újpesti Erőmű
1997-2021
Kispesti Erőmű
2001-2024
Budapesti Erőmű S.A.
Electrabel
Dunamenti, blocurile F
1995-2010
(semnat în 1995, intrat în vigoare în 1996)
Dunamenti, blocul G2
1995-2015
(semnat în 1995, intrat în vigoare în 1996)
Mátrai Erőmű Rt.
RWE
Mátrai Erőmű
1995-2022
(perioada inițială: până în 2015, prelungită în 2005 până în 2022)
AES-Tisza Erőmű Srl.
AES
Tisza II Erőmű
1995-2016
(semnat în 1995, intrat în vigoare în 1996)
[…]
Csepeli Áramtermelő Srl.
ATEL
Csepel II Erőmű
1997-2020
(semnat în 1997, intrat în vigoare în 2000)
Paksi Atomerőmű S.A.
MVM
Paksi Atomerőmű
1995-2017 (20)
(semnat în 1995, intrat în vigoare în 1996)
Pannonpower Holding S.A.
Dalkia
Pécsi Erőmű
1995-2010
(semnat în 1995, intrat în vigoare în 1996)
(47)
Prin Decretul guvernamental nr. 1074/1995 (VIII.4) privind reglementarea prețului energiei electrice, guvernul și-a asumat obligația ca, de la 1 ianuarie 1997 (așa-numitul prim ciclu de reglementare a prețului), „prețurile de furnizare și prețurile de consum să conțină, în afara costurilor de funcționare justificate, un profit raportat la capital de 8 %”. Guvernul a garantat astfel o rentabilitate de 8 % a investițiilor pentru centralele care au funcționat în cadrul CAEE-urilor.
(48)
De la 1 ianuarie 2001 (al doilea ciclu de reglementare a prețului), prețurile stabilite de către autorități au asigurat o rentabilitate raportată la active de 9,8 % pentru centrale. Creșterea procentului nu a însemnat în mod obligatoriu și modificarea efectivă a sumelor, întrucât baza celor două rate de rentabilitate era diferită (baza de calcul în cazul primei rate era capitalul propriu, iar în cazul celei de-a doua, valoarea activelor). Prețurile au reflectat evoluția inflației.
(49)
Prețurile stabilite de autorități pentru centrale au rămas în vigoare până la 31 decembrie 2003.
(50)
În perioada de reglementare a prețurilor, Oficiul Maghiar pentru Energie a analizat structura costurilor fiecărei centrale în parte și a stabilit prețul energiei electrice care avea să fie cumpărată de către MVM, astfel încât acesta să garanteze rata de profit.
(51)
Printre costurile acoperite de mecanismul de stabilire a prețului menționat anterior se numărau următoarele (21):
- costuri fixe: amortizare, asigurare, anumite costuri permanente de întreținere și funcționare, dobânzi de credit, costuri de dezafectare, impozite, costuri de personal, costuri de protecție a mediului, plățile către Fondul Nuclear Central, în cazul centralelor nucleare, și investiții speciale;
- costuri variabile: costurile de combustibil.
(52)
Oficiul Maghiar pentru Energie avea rolul de a verifica dacă costurile acoperite erau justificate și dacă cheltuielile erau necesare.
(53)
Prețurile stabilite de către autorități au modificat prețurile stabilite prin CAEE-uri.
(54)
De la 1 ianuarie 2004, prețurile au fost stabilite pe baza formulei de preț a CAEE-urilor. Conținutul exact al formulelor de preț a fost stabilit de MVM și producătorii de energie electrică, în cadrul negocierilor anuale ale prețurilor.
(55)
Formula de preț a CAEE-urilor este deosebit de complexă, însă se bazează pe aceleași principii ca și metodologia aplicată de Oficiul Maghiar pentru Energie înainte de ianuarie 2004. Potrivit comunicării autorităților maghiare (22), anexa CAEE-urilor referitoare la stabilirea prețurilor a fost elaborată prin preluarea formulelor și definițiilor din Decretul guvernamental nr. 1074/1995 privind reglementarea prețului energiei electrice menționat mai sus. (Potrivit comunicării, „contractul a preluat practic formulele și definițiile din decretul guvernamental”.) Astfel, principiile CAEE-urilor de stabilire a prețului - asemenea mecanismului de reglementare a prețurilor de către autorități - se bazează pe categoriile de costuri justificate.
(56)
Toate tipurile de CAEE-uri conțin două feluri de taxe: taxa de capacitate (sau taxa de punere la dispoziție a capacității), plătită pentru capacitatea contractată (MW), care acoperă costurile permanente (fixe) și profitul (costul de capital), respectiv taxa de energie, care acoperă costurile variabile. Diferite CAEE-uri prevăd și alte taxe diferite. În funcție de CAEE, aceste alte taxe pot fi de tipul bonus/malus, care stimulează producătorii de energie electrică să funcționeze în baza principiului costului cel mai redus, respectiv taxe suplimentare, la care producătorul este îndreptățit dacă menține o rezervă, reprogramează lucrările de întreținere la solicitarea MVM, mărește producția în orele de vârf, respectiv reduce producția în orele de utilizare minimă etc. Modificarea periodică (anuală, trimestrială, lunară) a taxei de capacitate depinde de mai mulți factori: activarea proiectelor de retehnologizare realizate, diferite categorii de dobândă, cursuri valutare, indicele de inflație etc. Taxa de capacitate, respectiv taxele suplimentare, acoperă, de asemenea, serviciile la nivel de sistem (în cazul în care CAEE-ul cuprinde și acest domeniu). Taxele de energie sunt legate, în principal, de costurile de combustibil și consumul specific de energie termică și au la bază principiul transmiterii (pass-through) costurilor variabile.
(57)
Trebuie menționat faptul că definiția categoriilor de costuri acoperite prin reglementarea de preț anterioară datei de 1 ianuarie 2004 nu a corespuns de fiecare dată cu cea din CAEE-uri. Din comunicarea prezentată de Ungaria (23) reiese că, de exemplu, taxa de capacitate a […] și Dunamenti Erőmű a fost mai ridicată în baza CAEE-ului acestora, decât în baza reglementării de preț. Aceasta se datorează faptului că CAEE-urile au luat în calcul și retehnologizarea, ceea ce a condus la costuri fixe mai ridicate. Costurile fixe mai ridicate s-au reflectat treptat (ca urmare a creșterii progresive a costurilor de retehnologizare) în taxele de capacitate în baza CAEE-urilor, fiind mai scăzute în taxele de capacitate în baza reglementării de preț. Ca urmare a negocierilor între MVM și producători, pot fi observate și alte diferențe între tarifele în baza reglementării de preț și tarifele din CAEE-uri.
(58)
În pofida acestor diferențe, în comunicările trimise de Ungaria la 20 octombrie 2004 și 20 iulie 2005, centralele care au funcționat în cadrul CAEE-urilor au confirmat faptul că metoda de calculare a prețului, precum și categoriile de costuri folosite după perioada de reglementare a prețului semănau în mare măsură cu cele aplicate de Oficiul Maghiar pentru Energie, înainte de data respectivă.
(59)
În temeiul CAEE-urilor - după 1 ianuarie 2004 - taxele aplicate s-au bazat în continuare pe calculația costurilor justificate (fixe și variabile) + profit.
(60)
Din cele de mai sus reiese că, într-adevăr, reglementarea prețului a încetat la 31 decembrie 2003, însă prețurile nu au fost liberalizate efectiv, întrucât prețul de producție a energiei termice a fost stabilit tot în baza principiului de rentabilitate a investițiilor, conform CAEE-urilor (24).
(61)
La 6 februarie 2006, Parlamentul maghiar a aprobat Legea XXXV din anul 2006 (25), restabilind astfel reglementarea de către autorități a prețului energiei electrice comercializate către MVM în cadrul CAEE-urilor. Primul decret cu privire la noul preț a intrat în vigoare la 9 decembrie 2006. De la această dată, reglementarea prețului de către guvern a modificat din nou, pentru o perioadă de aproximativ un an (până la 31 decembrie 2007), formula de preț din CAEE-urilor.
(62)
Cu începere de la 1 ianuarie 2008 - în concordanță cu liberalizarea pieței - Legea energiei electrice III a desființat atât prețurile de producție stabilite de autorități, cât și modelul dublu al sectoarelor de utilitate publică și de concurență.
(63)
În consecință, de la 1 ianuarie 2008, prețul de producție al energiei electrice comercializate de producători către MVM a fost stabilit din nou, în baza formulei de preț din CAEE-uri. Principiile de bază ale acestor formule nu au fost modificate de la ultima aplicare: prin urmare, acestea au la bază aceleași principii ca și în perioada 1 ianuarie 2004 - 8 decembrie 2006 (a se vedea considerentele 54-59 de mai sus).
(64)
Prin urmare, modificarea prețului de către producătorii vizați de CAEE-uri se bazează în continuare pe principiul de rentabilitate a investițiilor.
(65)
CAEE-urile contractează pentru MVM întreaga capacitate sau o parte semnificativă a capacității unităților de producție care funcționează în cadrul CAEE-urilor.
Tabelul 2
Capacitatea de producție a producătorilor autohtoni din Ungaria (26)
(MW)
Capacitate
2004
2005
2006
2007
Capacitate instalată (27)
8 777
8 595
8 691
8 986
Capacitate disponibilă în permanență (28)
8 117
8 189
8 097
8 391
Capacitate utilizabilă (29)
7 252
7 792
7 186
7 945
Sarcina de vârf a sistemului maghiar de energie electrică
6 356
6 409
6 432
6 605
Tabelul 3
Capacitatea de producție a centralelor care funcționează în cadrul CAEE-urilor (30)
(MW)
Centrala
Capacitate
2004
2005
2006
2007
Kelenföld
Capacitate utilizabilă
90,1
97,6
97,2
78,0
Capacitate medie disponibilă contractată (31)
83,3
89,8
89,4
71,9
Újpest
Capacitate utilizabilă
106,3
106,1
106,2
106,0
Capacitate medie disponibilă contractată
99
98,8
98,9
98,7
Kispest
Capacitate utilizabilă
46,1
110,2
110,2
109,6
Capacitate medie disponibilă contractată
43
102,6
102,6
102,3
Dunamenti F
Capacitate utilizabilă
1 020
1 020
1 020
1 020
Capacitate medie disponibilă contractată
928,2
923,1
923,1
923,1
Dunamenti G2
Capacitate utilizabilă
187,6
223,1
223,1
223,7
Capacitate medie disponibilă contractată
178,4
212,4
212,4
213
AES-Tisza
Capacitate utilizabilă
638,0
824,7
824,7
824,7
Capacitate medie disponibilă contractată
[…] (32)
[…] (33)
[…] (33)
[…] (33)
Csepeli
Capacitate utilizabilă
348,9
331
355
349,5
Capacitate medie disponibilă contractată
323
307
329
324
Pannon
Capacitate utilizabilă
25,9
25,9
25,9
25,9
Capacitate medie disponibilă contractată
20,1
20,1
20,1
20,1
Mátrai
Capacitate utilizabilă
593
552
552
552
Capacitate medie disponibilă contractată
496
460
460
460
Paks
Capacitate utilizabilă
1 597
1 596
1 596
1 596
Capacitate medie disponibilă contractată
1 486
1 486
1 485
1 485
Capacitatea totală utilizabilă a centralelor care funcționează în cadrul CAEE-urilor
4 652
4 886,6
4 910,3
4 885,4
Capacitatea contractată totală
[…] (34)
[…] (35)
[…] (36)
[…] (37)
(66)
Din datele de mai sus reiese că, în perioada evaluată, MVM a contractat prin CAEE-uri circa 60 % din capacitatea de producție disponibilă în Ungaria. Luând în considerare capacitatea de producție efectiv disponibilă, precum și consumul propriu, raportul rezultat este și mai mare.
(67)
Din tabele reiese, de asemenea, că prin CAEE-uri se contractează în favoarea MVM întreaga capacitate sau o parte semnificativă a capacității aflate la dispoziția fiecărei centrale în parte.
(68)
MVM plătește o taxă de punere la dispoziție pentru contractarea capacității (a se vedea considerentul 56 de mai sus), indiferent de folosirea efectivă a centralei.
(69)
Capacitatea de import a Ungariei este de 1 000-1 300 MW. Din capacitatea de import contractată în favoarea MVM, circa 600 MW sunt contractați în cadrul altor contracte pe termen lung.
(70)
Atunci când MVM utilizează efectiv capacitatea contractată și achiziționează energie electrică de la centrală, aceasta plătește o taxă de energie pentru energia preluată (a se vedea considerentul 56 de mai sus).
(71)
CAEE-urile garantează fiecărei centrale în parte preluarea unei cantități minime.
(72)
Producția anuală autohtonă de energie electrică în Ungaria variază între 32-36 TWh (= 32-36 000 000 GWh).
Tabelul 4
Energia electrică produsă în cadrul CAEE-urilor (38)
(GWh)
Centrala
Energia electrică produsă
2004
2005
2006
2007
Budapesti
(inclusiv centralele din Kelenföld, Újpest și Kispest)
Producția totală de energie electrică
1 228
1 510
1 643
1 742
Consumul propriu al centralei
87
89
91
84
Preluare garantată
Kelenföld:
[…]
Újpest:
[…]
Kispest:
[…]
Kelenföld:
[…]
Újpest:
[…]
Kispest:
[…]
Kelenföld:
[…]
Újpest:
[…]
Kispest:
[…]
Kelenföld:
[…]
Újpest:
[…]
Kispest:
[…]
Preluare efectivă
939
1 302
1 451
1 538
Dunamenti (39) (F + G2)
Producția totală de energie electrică
4 622
3 842
3 450
4 300
Consumul propriu al centralei
174
148
147
188
Preluare garantată
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
Preluare efectivă
4 232
2 888
2 495
3 296
AES-Tisza
Producția totală de energie electrică
1 621
1 504
1 913
2 100
Consumul propriu al centralei
96
97
117
116
Preluare garantată
[…]
[…]
[…]
[…]
Preluare efectivă
1 525
1 407
1 796
1 984
Csepeli
Producția totală de energie electrică
1 711
1 764
1 710
2 220
Consumul propriu al centralei
48
49
48
53
Preluare garantată
[…]
[…]
[…]
[…]
Preluare efectivă
1 662
1 715
1 661
2 166
Pannon (39)
Producția totală de energie electrică
673
266
237
232
Consumul propriu al centralei
116
52
34
29
Preluare garantată
[…]
[…]
[…]
[…]
Preluare efectivă
361
206
203
203
Mátrai (39)
Producția totală de energie electrică
5 688
5 698
5 621
6 170
Consumul propriu al centralei
675
670
667
710
Preluare garantată
[…]
[…]
[…]
[…]
Preluare efectivă
3 730
3 762
3 587
4 082
Paksi
Producția totală de energie electrică
11 915
13 833
13 460
14 677
Consumul propriu al centralei
750
821
800
848
Preluare garantată
[…]
[…]
[…]
[…]
Preluare efectivă
11 112
13 012
12 661
13 828
(73)
Cantitatea preluată garantată este cantitatea pe care MVM trebuie să o preia în mod obligatoriu în fiecare an, indiferent de nevoia efectivă a pieții. În cazul în care MVM nu preia cantitatea minimă stabilită, aceasta este obligată să ramburseze costurile aferente de combustibil (în cazul centralelor Dunamenti Erőmű, Kelenföld Erőmű, Pécs Erőmű și […] Erőmű), toate costurile sau compensările care revin producătorilor în baza contractului de transport al combustibilului (în cazul Csepeli Áramtermelő Srl.), respectiv toate costurile justificate (în cazul centralelor Kispesti Erőmű și Újpesti Erőmű).
3. MOTIVELE INIȚIERII PROCEDURII
3.1. CAEE-urile
(74)
În decizia de deschidere a procedurii, Comisia a ajuns la concluzia preliminară că CAEE-urile reprezintă ajutor de stat, în sensul articolului 87 alineatul (1) al Tratatului CE, în favoarea producătorilor de energie electrică care le-au semnat cu MVM.
(75)
Comisia a arătat că, în baza dispozițiilor articolul 3 alineatul (1) litera (c) din anexa IV la Actul de aderare (40), CAEE-urile constituie măsuri care se aplică și după aderare și nu pot fi considerate drept ajutoare existente, întrucât nu corespund categoriilor de ajutor care sunt considerate ulterior aderării drept ajutoare existente, în sensul articolului 88 alineatul (1) din Tratatul CE.
(76)
În primul rând, niciun CAEE nu a intrat în vigoare înainte de 10 decembrie 1994. În al doilea rând, niciun CAEE nu este trecut pe lista ajutoarelor existente atașată anexei IV la Tratatul de aderare și, în al treilea rând, CAEE-urile nu au fost notificate Comisiei în cadrul unei așa-numite „proceduri interimare”.
(77)
Comisia a considerat că garantarea rentabilității investițiilor și prețurile ridicate prevăzute de CAEE-uri au asigurat o situație economică mai favorabilă producătorilor de energie electrică care au funcționat în cadrul CAEE-urilor, față de producătorii de energie electrică care nu au participat la CAEE-uri, inclusiv operatorii noi de pe piață, precum și față de întreprinderile care funcționează în sectoare comparabile, în care nu s-au propus astfel de contracte pe termen lung. Prin urmare, Comisia a constatat, cu titlu preliminar, că măsura luată a asigurat un avantaj selectiv producătorilor de energie electrică menționați.
(78)
Comisia a menționat, de asemenea, ca pe piața de energie electrică s-a instituit libera concurență, iar electricitatea face obiectul schimburilor comerciale între statele membre, mai ales de la intrarea în vigoare a Directivei 96/92/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 19 decembrie 1996 privind normele comune pentru piața internă de energie electrică (41). Prin urmare, măsurile dintr-un stat membru care asigură un avantaj unor întreprinderi din sectorul energetic, împiedică întreprinderile din celelalte state membre să exporte energie electrică în statul respectiv, putând, de asemenea, stimula exportul de energie electrică din statul membru în cauză către celelalte state membre.
(79)
De asemenea, Comisia a arătat că avantajul în cauză provine din resurse de stat, întrucât încheierea CAEE-urilor a fost rezultatul politicii de stat puse în aplicare prin intermediul comerciantului cu ridicata, MVM, aflat în proprietatea statului. Curtea de Justiție a Comunităților Europene (denumită în continuare „Curtea de Justiție”) a stabilit că, în cazul în care o întreprindere aflată în proprietatea statului își utilizează activele astfel încât să se atribuie statului, acestea trebuie considerate resurse de stat, în sensul articolului 87 alineatului (1) din Tratatul CE (42).
(80)
Prin urmare, Comisia a ajuns la concluzia preliminară potrivit căreia CAEE-urile constituie, în sensul articolului 87 alineatul (1) din Tratatul CE, ajutoare de stat acordate producătorilor de energie electrică care, în baza dispozițiilor articolul 3 alineatul (1) litera (c) din anexa IV la Actul de aderare, „sunt aplicabile și după data aderării”.
(81)
Comisia a stabilit, de asemenea, că pentru evaluarea ajutorului de stat acordat producătorilor de energie electrică este necesară aplicarea metodologiei. În baza documentației aflate la dispoziție la data deciziei de deschidere a procedurii, Comisia și-a exprimat îndoielile cu privire la faptul că CAEE-urile corespund criteriilor stabilite în metodologie.
(82)
În primul rând, Comisia și-a exprimat îndoiala că principiile de bază ale CAEE-urilor - care constituie un obstacol în calea concurenței libere - pot fi compatibile cu scopul principal al metodologiei, și anume ca ajutorul de stat să contribuie la liberalizarea sectorului, sub forma unor compensări proporționale acordate întreprinderilor tradiționale, confruntate cu noi condiții concurențiale.
(83)
În al doilea rând, Comisia a pus sub semnul îndoielii faptul că ajutoarele de stat stabilite prin CAEE-uri corespund criteriilor detaliate prevăzute în metodologie cu privire la calcularea costurilor irecuperabile eligibile și stabilirea compensărilor corespunzătoare.
3.2. Decretul guvernamental nr. 183/2002 (VIII.23) privind costurile irecuperabile
(84)
Pentru ca MVM să poate îndeplini obligațiile asumate prin CAEE-uri și, în același timp, ca prețurile de revânzare în sectorul de utilitate publică să rămână apropiate de prețurile pieței libere, Decretul guvernamental nr. 183/2002 (VIII.23) a stabilit acordarea unei subvenții de stat în favoarea MVM, în anumite condiții.
(85)
În notificarea inițială (HU 1/2004, revocată la 13 aprilie 2005), autoritățile maghiare au considerat subvenția respectivă ca fiind un ajutor de stat în favoarea MVM.
(86)
Cu toate acestea, în decizia de deschidere a procedurii, Comisia a ajuns la concluzia că subvenția nu poate fi considerată drept ajutor de stat acordat în favoarea MVM, întrucât suma primită în baza dispozițiilor Decretului guvernamental nr. 183/2002 (VIII.23) reprezintă o parte a prețului de achiziție plătit de MVM centralelor care încheiaseră CAEE-uri și, în consecință, fiind parte a avantajului de care au beneficiat producătorii datorită CAEE-urilor.
(87)
Prin urmare, decizia de deschidere a procedurii va începe evaluarea oficială exclusiv în legătură cu CAEE-urile și nu cu privire la Decretul guvernamental nr. 183/2002 (VIII.23).
4. OBSERVAȚIILE UNGARIEI ÎN LEGĂTURĂ CU DECIZIA DE DESCHIDERE A PROCEDURII
(88)
Ungaria și-a exprimat opinia că - având în vedere diferențele existente între condițiile lor concrete - ar fi indicată evaluarea individuală a CAEE-urilor.
(89)
În ceea ce privește liberalizarea pieței de energie electrică, Ungaria este de părere că deschiderea pieței s-a realizat cu succes din punctul de vedere al numărului de consumatori care au ales piața liberă (și anume, în conformitate cu media europeană). Ungaria a concluzionat că CAEE-urile nu i-au împiedicat pe consumatori să aleagă piața liberă. Obstacolele de această natură se datorează, într-o măsură mult mai mare, capacității transfrontaliere limitate a Ungariei, respectiv prețurilor care, în consecință, sunt ridicate.
(90)
În plus, Ungaria este de părere că termenul lung al CAEE-urilor nu reprezintă în sine un avantaj competitiv în favoarea producătorilor, întrucât contractele încheiate pe termen lung reprezintă o practică comună în sectorul energetic atât în Europa, cât și pe alte continente.
(91)
În ceea ce privește prețul de referință menționat în decizia de deschidere a procedurii, autoritățile maghiare și-au exprimat părerea potrivit căreia la stabilirea prețului de referință, Comisia ar trebui să ia în calcul caracteristicele regionale ale Ungariei, respectiv creșterea din ultima perioadă a prețului combustibililor.
(92)
În legătură cu noii intrați pe piața energiei electrice, Ungaria a înștiințat Comisia că de la 1 mai 2004 (data aderării Ungariei la Uniunea Europeană și a liberalizării pieței de energie electrică) nu a existat niciun nou intrat pe această piață. Autoritățile maghiare au evidențiat și că o investiție de acest tip necesită mult timp, respectiv că - în consecință - este puțin probabil ca orice investiție să devine funcțională înainte de 2011.
(93)
În sfârșit, ca răspuns la îndoielile Comisiei cu privire la faptul că CAEE-urile nu sunt compatibile cu punctul 4.6 din metodologie, Ungaria confirmă că nu acordă ajutoare de stat pentru salvarea sau restructurarea întreprinderilor care beneficiează de CAEE-uri supuse evaluării.
5. OBSERVAȚIILE PĂRȚILOR INTERESATE
(94)
După publicarea deciziei de deschidere a procedurii (21 decembrie 2005) și la termen (de cele mai multe ori, în urma prelungirii termenului de prezentare a observațiilor, aprobată de Comisie la cererea părților interesate), Comisia a primit observații din partea următoarelor părți interesate:
-
următorii producători de energie electrică: AES-Tisza Erőmű Srl., Budapesti Erőmű S.A., Csepeli Áramtermelő Srl., Dunamenti Erőmű S.A. și principalul acționar al acestuia, Electrabel S.A., precum și Mátrai Erőmű S.A.;
-
următoarele bănci, care au asigurat finanțarea producătorilor de energie electrică: […] Bank, reprezentantul a douăsprezece bănci care au acordat credite pentru Csepeli Áramtermelő Srl., respectiv […] Bank, reprezentantul a nouă bănci care au acordat credite pentru AES-Tisza Erőmű Srl.;
-
MVM, precum și
-
o parte terță care a cerut să nu îi fie dezvăluită identitatea.
(95)
Majoritatea observațiilor prezentate Comisiei s-au bazat pe argumentații similare. Din această cauză, în loc să prezinte separat observațiile fiecărei părți interesate, Comisia le-a grupat în categoriile generale de mai jos (a se vedea punctele 5.1-5.7 de mai jos).
5.1. Observații privind evaluarea individuală a CAEE-urilor
(96)
Mátrai Erőmű și o alte parte interesată care a cerut să nu îi fie dezvăluită identitatea au prezentat observația generală potrivit căreia, din cauza diferențelor existente între conținutul concret al CAEE-urilor, Comisia ar trebui să le evalueze separat. Alți producători de energie electrică au solicitat implicit evaluarea individuală a CAEE-urilor lor, prin punerea la dispoziția Comisiei a detaliilor cu privire la condițiile concrete ale CAEE-urilor proprii.
5.2. Observații privind existența ajutorului de stat
(97)
AES-Tisza Erőmű, Budapesti Erőmű, Csepeli Áramtermelő Srl. și Dunamenti Erőmű au argumentat că toate criteriile de existență a ajutorului de stat în momentul încheierii CAEE-urilor trebuie să fie evaluate în baza condițiilor de piață existente la vremea respectivă. O parte a observațiilor menționează în mod explicit această cerință, în timp ce alte observații realizează aceasta în mod indirect, prin trimiterea, în cadrul analizei privind existența ajutorului de stat, la condițiile de încheiere a CAEE-urilor. În această privință, părțile s-au referit la o hotărâre anterioară a Curții de Justiție (43).
(i) Preț de referință necorespunzător/lipsa prețurilor care să constituie un avantaj
(98)
Toți producătorii de energie electrică consideră că CAEE-urile nu reprezintă un avantaj economic.
(99)
Aceștia au primit critic concluziile preliminare ale Comisiei potrivit cărora prețurile în temeiul CAEE-urilor sunt mai ridicate decât prețurile de pe piață.
(100)
Producătorii consideră că prețul de referință de 36 EUR/MWh, aplicat în cadrul altor decizii și la care s-a făcut referire, de asemenea, în decizia de deschidere a procedurii, nu este un preț de referință corect, întrucât provine dintr-un context geografic și temporal total diferit. Aceștia consideră că, în evaluarea prețului, trebuie luate în calcul condițiile existente în momentul încheierii CAEE-urilor. De asemenea, aceștia au evidențiat faptul că prețurile stabilite în baza unor înțelegeri pe termen lung vor fi întotdeauna mai mici decât prețurile de pe piața la vedere (spot). În plus, producătorii care furnizează MVM în principal energie electrică de sarcină maximă, au susținut că prețurile lor nu pot fi comparate cu prețurile produselor cu sarcină de bază. Majoritatea acestora a propus ca Comisia să ia în calcul creșterea semnificativă a prețului combustibililor din ultimii ani.
(101)
Mulți dintre producători susțin că rata efectivă de rentabilitate nu a atins procentul menționat în decizia de deschidere a procedurii.
(102)
De asemenea, aceștia susțin faptul că (în contradicție cu cele sugerate în decizia de deschidere a procedurii) producătorii care funcționează în cadrul CAEE-urilor trebuie să suporte riscuri semnificative, în special riscuri de executare, regularizare, protecție a mediului, întreținere, respectiv riscuri fiscale/financiare. Reglementarea prețurilor a fost amintită ca o categorie importantă a riscurilor de regularizare. Producătorii au considerat un dezavantaj faptul că o parte a capacității lor de producție este contractată de către MVM, deoarece sunt împiedicați să-și utilizeze capacitatea respectivă pentru a produce energie electrică pentru alți consumatori potențiali. În plus, CAEE-urile stabilesc obligații clare pentru producători, iar în cazul în care aceștia nu le respectă, consecința este reducerea plăților cuvenite, respectiv plata de despăgubiri.
(103)
[…] a semnalat că un avantaj dobândit de Ungaria prin CAEE-uri a fost fiabilitatea serviciilor compensatorii, care puteau fi furnizate numai de […] și de centrala Dunamenti. Potrivit argumentației producătorului menționat anterior, acesta nu ar fi putut intra pe piață și oferi aceste servicii dacă nu ar fi existat CAEE-ul.
(104)
Potrivit centralei Mátrai, prețurile acesteia sunt competitive datorită faptului că deține propriile mine de cărbune și, în consecință, costurile de minerit sunt reduse. Centrala Mátrai afirmă că prețurile sale sunt mai mici chiar și decât prețurile de recomercializare ale MVM, spre deosebire de prețurile celorlalte CAEE-uri.
(ii). Prețul de privatizare
(105)
Centrala Dunamenti susține că nu a beneficiat de avantaje datorită CAEE-ului, întrucât la privatizarea centralelor sale s-a plătit prețul de piață, iar în prețul de vânzare au fost luate în considerare drepturile și obligațiile pe care le avea în temeiul CAEE-ului. Altfel spus, aceasta a plătit contravaloarea CAEE-ului (și al avantajului eventual rezultat din acesta) ca parte a prețului de privatizare.
(iii) Principiul investitorului de piață
(106)
Centralele Budapesti Erőmű, AES-Tisza Erőmű, Mátrai Erőmű și Csepeli Áramtermelő Kft. consideră că CAEE-urile reflectă condițiile de piață existente în momentul încheierii acestora, atât în privința MVM, cât și a producătorilor. Potrivit argumentației acestora, în situația MVM (și anume, de singur cumpărător obligat prin lege să asigure siguranța de alimentare), orice operator privat ar fi luat decizia de a încheia CAEE-uri. Acestea consideră că, din punctul de vedere a producătorilor, „avantajul” economic care rezultă din CAEE-uri nu depășește nivelul avantajului economic obișnuit obținut de părțile care încheie orice acord comercial. La vremea încheierii acestora, CAEE-urile au întrunit condițiile obișnuite de piață în domeniul în cauză. În plus, CAEE-urile reprezintă o metoda comercială obișnuită și o formă comună de împărțire și gestionare a riscului.
(107)
CAEE-ul a reprezentat singura cale de a asigura investiții conforme cerințelor sectorului energetic din Ungaria (în special modernizarea întregului sistem, protecția mediului și siguranța aprovizionării). Aplicarea principiului investitorului privat ar trebui să conducă la luarea în considerare a acestor cerințe, iar îndeplinirea cerințelor este posibilă doar în cadrul CAEE-urilor. Părțile interesate atrag atenția că, în consecință, CAEE-urile prevăd obligații de investiții și disponibilitate pentru producătorii de energie electrică.
(iv) Serviciu de interes economic general
(108)
Budapesti Erőmű și Csepeli Áramtermelő Kft. sunt de părere că producătorii care sunt părți contractante în cadrul CAEE-urilor furnizează servicii de interes economic general. Potrivit opiniei Budapesti Erőmű și Csepeli Áramtermelő Kft., CAEE-urile reprezintă un mijloc prin care MVM își îndeplinește obligațiile privind siguranța aprovizionării. CAEE-urile asigură, prin urmare, respectarea obligațiilor de serviciu public. Potrivit argumentației centralei Budapesti Erőmű se poate afirma că, de fapt, Budapesti Erőmű trebuie să respecte obligațiile aferente de serviciu public, care îi revin în temeiul CAEE-ului. Ambele părți interesate fac referire la decizia Comisiei din 16 decembrie 2003 privind cazul de ajutorul de stat N 475/03 (Irlanda) (44), în care Comisia a recunoscut că înființarea de noi capacități de producție în vederea asigurării siguranței aprovizionării poate fi considerată drept serviciu de interes economic general.
(109)
Părțile interesate sunt de părere că, similar cazului irlandez, ajutorul de stat oferit în cadrul CAEE-urilor - dacă există - îndeplinește cele patru criterii cumulative stabilite în hotărârea C-280/00 a Curții de Justiție (denumită în continuare „cauza Altmark”) (45).
(110)
În primul rând, din legile maghiare privind energia electrică reiese că MVM a avut numeroase obligații de serviciu public, de exemplu asigurarea siguranța aprovizionării cu cele mai reduse costuri posibile, protecția mediului și eficiența. Obligațiile de serviciu public ale MVM sunt, prin urmare, clar stabilite de lege, iar CAEE-urile transmit producătorilor de energie electrică obligația de a presta serviciile de interes economic general în cauză.
(111)
În al doilea rând, decretele guvernamentale cu privire la prețurile și formulele de prețuri din CAEE-uri au prestabilit nivelul de compensare. Compensarea poate fi calculată, așadar, în baza unor indicatori obiectivi și transparenți.
(112)
În al treilea rând, compensările plătite în baza CAEE-urilor nu sunt mai mari decât costurile serviciilor de interes economic general. CAEE-urile reflectă strict costurile, iar marja de profit nu depășește marjele obișnuite de profit de pe piață. Aceasta - potrivit argumentelor centralei Budapesti Erőmű - este asigurată de faptul că CAEE-urile au fost încheiate ca urmare a unei licitații publice deschise și transparente. Centralele au fost vândute ofertantului care a licitat prețul cel mai mare și a prezentat planul de afaceri cel mai bun. Din procesul de licitație publică rezultă că compensarea oferită în baza CAEE-urilor nu poate depăși costurile rezultate din îndeplinirea obligațiilor de serviciu public, respectiv marja rezonabilă de profit.
(113)
În al patrulea rând, în baza argumentației centralei Budapesti Erőmű, toate CAEE-urile încheiate de aceasta au fost precedate de licitații publice deschise și transparente, fie ca parte indispensabilă a pachetului de privatizare, fie separat. Csepeli Áramszolgáltató Kft. susține că, deși nu a ales centrala în cadrul unei licitații publice, cu toate acestea compensarea primită se limitează la acoperirea costurilor și la o marjă rezonabilă de profit. Mecanismul de stabilire a prețului asigură evitarea supracompensării.
(114)
Având în vedere observațiile de mai sus, se poate constata că CAEE-urile îndeplinesc cele patru criterii cumulative care apar în hotărârea în cauza Altmark, drept pentru care acestea nu se încadrează în categoria ajutorului de stat, în sensul articolului 87 alineatul (1) din Tratatul CE.
(115)
Budapesti Erőmű subliniază, de asemenea, că, și în cazul în care Comisia ar considera că CAEE-urile nu îndeplinesc cele patru criterii cumulative existente în hotărârea în cauza Altmark, acestea pot fi, totuși, declarate ca fiind compatibile cu principiile pieții comune în temeiul articolului 86 alineatul (2) din Tratatul CE. În opinia părții interesate, CAEE-urile sale au un impact neglijabil asupra așa-zisei închideri a pieții maghiare de energie electrică, întrucât acestea acoperă doar 3 % din consumul maghiar de energie electrică. În plus - din motive tehnice - creșterea nivelului importului de energie electrică era imposibilă la momentul încheierii CAEE-urilor. Din această cauză, CAEE-urile acesteia nu pot avea un efect negativ asupra schimburilor comerciale. În observațiile sale, partea interesată a ținut să evidențieze importanța încălzirii centrale prin tehnologia de producere a energiei în cogenerare, tehnologie care corespunde obiectivelor politicii UE în domeniul energiei și protecției mediului.
(116)
Potrivit centralei Mátrai Erőmű, aceasta era obligată să contracteze către MVM o capacitate minimă stabilită, pentru a putea asigura, utilizând resursele interne de cărbune, aprovizionarea energetică pe piața din Ungaria. Potrivit argumentelor acesteia - în coformitate cu articolul 11 alineatul (4) din Directiva privind energia electrică (46) - ajutorul de stat trebuie considerat ca fiind compatibil cu piața comună atât timp cât - în vederea asigurării aprovizionării - acesta finanțează producerea energiei electrice prin utilizarea resurselor interne de cărbune.
(v) Lipsa avantajelor rezultate din încheierea pe termen lung a contractului
(117)
Csepeli Áramtermelő Kft., Mátrai Erőmű și Budapesti Erőmű consideră că încheierea pe termen lung a contractului nu reprezintă un avantaj în sine. Csepeli Áramtermelő Kft. consideră că în cadrul unui contract pe termen lung fiecare parte plătește un preț pentru siguranța reprezentată de ofertele pe termen lung. Producătorii de energie electrică acceptă să ofere prețuri mai mici decât prețurile de pe piața la vedere, precum și faptul că prețul convenit în cadrul contractului este obligatoriu pentru aceștia, indiferent de valoarea prețului de pe piața la vedere și, de asemenea, acceptă să își contracteze capacitățile în favoarea unei singure societăți pe întreaga durată a contractului. Din acestea motive, producătorii consideră că acordurile pe termen lung echilibrează pentru fiecare parte riscurile și oportunitățile economice și că acestea nu pot fi considerate în mod clar drept avantaje.
(118)
În baza argumentelor de mai sus, toți producătorii de energie electrică au ajuns la concluzia că CAEE-urile nu le oferă avantaje economice, drept pentru care acestea nu se încadrează în categoria ajutoarelor de stat, în sensul articolului 87 alineatul (1) din Tratatul CE.
(119)
AES-Tisza Erőmű consideră că CAEE-urile nu asigură un avantaj selectiv. Partea interesată se referă la faptul că în sectorul energetic există contracte încheiate pe termen lung nu numai între producători și MVM, ci și între MVM și operatorii de rețea și între furnizorii de combustibil și producătorii de energie electrică, precum și pentru importul de de energie electrică. În privința producătorilor, Legea energiei electrice I (1994) și Decretul guvernamental nr. 34/1995 îi obligă în mod expres pe producători să încheie contracte de achiziție de energie electrică pe termen lung cu MVM, pentru a obține autorizații de construcție și de funcționare. Astfel, fiecare producător a încheiat un contract cu MVM și numai centralele care au folosit energie regenerabilă și au produs energie în cogenerare au avut posibilitatea de a încheia contracte pe termene mai scurte, întrucât acești producători beneficiază de alte garanții legale (de exemplu preluarea obligatorie).
(120)
Mátrai Erőmű consideră că în cadrul CAEE-urilor numai prețul poate fi considerat drept ajutor de stat. Termenul de valabilitate a CAEE-urilor și cantitatea preluării garantate nu pot fi considerate drept ajutoare de stat, întrucât acestea nu au ca rezultat un transfer de resurse de stat, chiar dacă ar fi asigurat un avantaj. Partea terță a ajuns la concluzia că CAEE-ul centralei Mátrai Erőmű, datorită prețurilor sale extrem de competitive [a se vedea punctul (i) de mai sus], nu conține niciun element de ajutor de stat.
(121)
AES-Tisza consideră că prețurile din CAEE-uri au fost stabilite de către părțile la CAEE-uri, și nu de către stat. AES-Tisza Erőmű a obiectat în privința evaluării imputabilității statului din cadrul deciziei de deschidere a procedurii, întrucât aceasta a analizat imputabilitatea statului doar din perspectiva încheierii CAEE-urilor, și nu din perspectiva stabilirii prețului, Comisia argumentând contrariul prin faptul că avantajul concurențial a fost asigurat de prețurile avantajoase. După perioada fixării centralizate a prețurilor (deci după ianuarie 2004, cu excepția anului 2007), stabilirea prețurilor se realizează în baza negocierilor dintre MVM și producătorii de energie electrică, acestea neputând fi imputate statului.
(122)
Centralele AES-Tisza Erőmű, Budapesti Erőmű și Csepeli Erőmű contestă efectul de denaturare a concurenței al CAEE-urilor și efectul acestora asupra schimburilor comerciale între statele membre.
(123)
În primul rând, părțile menționate mai sus consideră că și acest criteriu ar trebui să fie evaluat în corelație cu data încheierii CAEE-urilor. La vremea respectivă, Ungaria nu era membră a UE și piața maghiară de energie electrică nu se liberalizase încă. În concluzie, acestea consideră că CAEE-urile, în mod logic, nu au putut denatura concurența pe piața comună.
(124)
În al doilea rând, acestea consideră că concurența și schimburile comerciale între statele membre sunt influențate de alți factori decât CAEE-urile. Și anume, capacitatea transfrontalieră a Ungariei ar fi principala cauză care poate influența schimburile comerciale între Ungaria și alte țări. Capacitățile transfrontaliere în cauză sunt exploatate la maxim. Limitarea comerțului cu energie electrică este, prin urmare, în mod evident, consecința capacității transfrontaliere limitate a Ungariei și nu a CAEE-urilor. Potrivit argumentelor părților, legislația reprezintă un alt factor care influențează schimburile comerciale între statele membre. În baza legislației maghiare, producătorii maghiari de energie electrică nu au dreptul să comercializeze în mod direct energie electrică în străinătate.
(125)
Csepeli Erőmű susține că CAEE-ul său nu a putut exercita o influență efectivă asupra schimburilor comerciale între statele membre, întrucât aceasta a vândut energie electrică numai pe teritoriul Ungariei.
(126)
Totodată, aceasta susține că piața maghiară de energie electrică s-a deschis treptat concurenței, în conformitate cu angajamentele luate față de Uniunea Europeană. Foarte rapid, o parte semnificativă a consumatorilor a optat pentru segmentul pieții libere. Potrivit observațiilor părții, motivele care pot împiedica operatorii noi să intre pe piața maghiară de energie electrică, respectiv să-și accentueze prezența pe această piață, țin nu de CAEE-uri, ci de imposibilitatea calculării rentabilității. Csepeli Erőmű consideră că, în anii trecuți, în Ungaria au fost construite centrale numai atunci când statul a asigurat stabilitatea și predictibilitatea rentabilității prin contracte pe termen lung sau prin preluări obligatorii, respectiv atunci când utilizarea noilor capacități a fost garantată de cererea provenită din activitatea de distribuție integrată vertical. În orice caz, CAEE-urile existente nu pot fi clasificate ca factori care descurajează pe noii operatori.
(127)
Potrivit argumentelor prezentate în continuare, în Ungaria nu există cerere pentru o capacitate mai mare. Aceasta este dovedită, de asemenea, de faptul că marea majoritate a capacităților oferite spre comercializare de către MVM în cadrul licitațiilor de energie electrică a rămas nevândută.
5.3. Aplicabilitatea după aderare
(128)
Observațiile de mai jos au fost prezentate de Budapesti Erőmű.
(129)
În baza argumentelor centralei Budapesti Erőmű, CAEE-urile nu pot fi considerate ca reprezentând măsuri care „sunt aplicabile și după data aderării”, în sensul articolului 3 alineatul (1) litera (c) din anexa IV la Actul de aderare.
(130)
Partea interesată consideră că nu este de competența Comisiei să analizeze, după aderare, măsurile de ajutor luate în mod legal înainte de aderarea la Uniunea Europeană. Aceasta este în concordanță cu principiul general privind interzicerea aplicării retroactive a unei reglementări. Întrucât normele comunitare privind ajutoarele de stat se aplică exclusiv de la data aderării, numai măsurile de ajutor care conferă un avantaj suplimentar ulterior aderării pot fi definite drept măsuri aplicabile după aderare. Părțile consideră că CAEE-urile nu au creat alte avantaje după aderare, întrucât formulele lor de prețuri au fost stabilite anterior aderării și, în consecință, angajamentele financiare ale statului erau cunoscute în totalitate înainte de aderare.
5.4. Ajutor existent
(131)
Acest argument a fost prezentat de centralele Budapesti, Csepeli, AES-Tisza și Mátrai, respectiv de banca […] Bank.
(132)
Părțile interesate consideră că, și dacă s-ar accepta faptul că CAEE-urile constituie ajutoare de stat în sensul articolului 87 alineatul (1) din Tratatul CE, aceste ajutoare de stat ar trebui considerate drept ajutoare existente, în sensul articolului 3 alineatul (1) litera (c) din anexa IV la Actul de aderare. Acestea consideră că Comisia nu a contestat măsura în cauză în termenul legal de 3 luni prevăzut în Actul de aderare. Autoritățile maghiare au prezentat - după un schimb prealabil de informații - măsura luată la 31 martie 2004, iar Comisia nu a reacționat, în termenul legal de 3 luni, la scrisoarea trimisă de Ungaria la 19 octombrie 2004, excluzând astfel ca măsura să fie clasificată drept „ajutor nou”.
(133)
Budapesti Erőmű consideră, de asemenea, că o clasificare a ajutoarelor acordate înainte de aderare și care sunt aplicabile și după aderare drept „ajutor nou” sau „ajutor existent” nu se poate realiza exclusiv în temeiul prevederilor anexei IV la Actul de aderare. Budapesti Erőmű consideră că, dacă un ajutor nu se clasifică drept ajutor existent în temeiul anexei IV la Actul de aderare, acesta trebuie evaluat, de asemenea, în baza dispozițiilor articolului 1 litera (b) punctele (ii)-(v) din Regulamentul (CE) nr. 659/1999.
(134)
Aceasta evidențiază faptul că articolul 1 litera (b) punctul (v) din Regulamentul (CE) nr. 659/1999 se poate aplica în cazul CAEE-urilor, care, în consecință, se pot clasifica drept „ajutor existent”. Aceasta consideră că articolului 1 alineatul (b) punctul (v) ultima teză din Regulamentul (CE) nr. 659/1999 nu se poate aplica CAEE-urilor din trei motive.
(135)
În primul rând, în cauza Alzetta Mauro (47) s-a hotărât că un ajutor acordat înainte de liberalizare pe o piață care era inițial închisă concurenței, trebuie considerat după liberalizare drept ajutor existent. Partea interesată consideră că hotărârea s-a bazat în mod direct pe interpretarea articolului 88 alineatul (1) din Tratatul CE, drept pentru care, în baza regulilor de ierarhie legislativă, are prioritate față de dispozițiile Regulamentului (CE) nr. 659/1999.
(136)
În al doilea rând, având în vedere faptul că Regulamentul (CE) nr. 659/1999 oricum nu intrase încă în vigoare în momentul liberalizării pieței de energie electrică în temeiul Directivei 96/92/CE, respectiv în momentul semnării CAEE-urilor, trebuie să se aplice nu dispozițiile Regulamentul (CE) nr. 659/1999, ci regulile stabilite prin hotărârea în cauza Alzetta Mauro.
(137)
În al treilea rând, din compararea definițiilor diferitelor categorii care apar la articolul 1 alineatul (b) din Regulamentul (CE) nr. 659/1999 rezultă că articolul 1 alineatul (b) punctul (v) se referă numai la schemele de ajutor de stat, neamintindu-se în mod explicit ajutoarele individuale.
(138)
AES-Tisza Erőmű consideră, dimpotrivă, că dacă CAEE-urile ar fi clasificate drept ajutoare noi, atunci o astfel de definiție ar trebui să se bazeze pe dispozițiile articolului 1 alineatul (b) punctul (v) din Regulamentul (CE) nr. 659/1999.
5.5. Comisia nu poate abroga contracte de drept privat valabil încheiate („pacta sunt servanda”) - Incertitudine juridică
(139)
Aceste argumente au fost prezentate de centralele Budapesti și AES-Tisza, respectiv de banca […] Bank.
(140)
Părțile au evidențiat faptul că au semnat cu bună credință CAEE-urile, în condițiile de piață existente în momentul încheierii CAEE-urilor. Acestea și-au luat angajamente importante de investiții, susținute de instituții de credit prin acorduri de finanțare. Părțile consideră că ancheta Comisiei va conduce la o incertitudine juridică gravă, care ar trebui evitată. AES-Tisza Erőmű Kft. pune sub semnul întrebării dreptul Comisiei de a abroga, în baza normelor privind ajutoarele de stat, respectiv, în sens mai larg, în baza normelor privind politica în domeniul concurenței din Tratatul CE, acorduri comerciale valabil încheiate (48).
5.6. Proporționalitate
(141)
AES-Tisza Erőmű Kft. și-a exprimat îndoiala cu privire la proporționalitatea solicitării Comisiei de a se rezilia CAEE-urile și s-a referit la posibilitatea renegocierii contractelor.
5.7. Observații privind compatibilitatea CAEE-urilor cu piața comună
(142)
Cetralele Csepel și AES-Tisza și-au prezentat punctul de vedere potrivit căruia CAEE-urile nu au fost create ca sisteme compensatorii și, în consecință, nu este corectă compararea acestora cu metodologia. La data încheierii lor, CAEE-urile nu puteau să vizeze compensarea costurile irecuperabile, întrucât atunci metodologia încă nu exista. Centralele consideră că metodologia se poate aplica numai în situațiile în care CAEE-urile expiraseră deja în prealabil.
(143)
Dimpotrivă, […] Bank consideră, în legătură cu CAEE-ul centralei Csepel, că despăgubirile plătite în cadrul CAEE-ului se limitează, în fapt, la acoperirea unor costuri eligibile conform metodologiei (și anume, costuri fixe, costuri variabile și o marjă rezonabilă de profit). Conform argumentației acesteia, CAEE-ul centralei Csepel nu conține compensări care să depășească costurile irecuperabile eligibile.
(144)
Csepeli Erőmű consideră, în plus, că CAEE-urile corespund criteriilor prevăzute la articolul 87 alineatul (3) din Tratatul CE, întrucât contribuie într-o măsură semnificativă la asigurarea siguranței aprovizionării cu energie electrică a Ungariei și, într-un sens mai larg, la dezvoltarea economiei maghiare.
(145)
AES-Tisza Erőmű susține (fără o motivare mai detaliată) că CAEE-urile trebuie considerate drept garanții pentru investiții efectuate într-o regiune prevăzută la articolul 87 alineatul (3) litera (c).
(146)
În plus, AES-Tisza Erőmű evidențiază că decizia de deschidere a procedurii nu este clară în privința prețului „de referință” aplicabil, termenului „investiție ineficientă”, respectiv în privința ipotezelor și a datelor economice luate în considerare de către Comisie în evaluarea compatibilității cu piața comună.
6. RĂSPUSUL UNGARIEI LA OBSERVAțIILE PĂRțILOR INTERESATE
(147)
Reacționând la observațiile centralei Csepeli Erőmű, Ungaria a menționat că CAEE-ul centralei Csepeli Erőmű conține, de asemenea, o cantitate minimă de preluare garantată, contrar celor sugerate în observații.
(148)
În legătură cu argumentația centralei Dunamenti Erőmű potrivit căreia aceasta nu poate refuza producția de energie în baza condițiilor stabilite de MVM nici măcar în cazul în care acest fapt îi afectează în mod negativ vânzările pe piața liberă, autoritățile maghiare au precizat că, în 2006, MVM a inițiat rezilierea CAEE-urilor pentru cele patru blocuri F, care ar fi putut, în consecință, concura direct pe piața serviciilor la nivelul sistemului. Dunamenti Erőmű a refuzat însă această posibilitate.
(149)
În legătură cu observațiile centralei AES-Tisza Erőmű, potrivit cărora producătorii care nu au încheiat CAEE-uri au făcut investiții mai ales atunci când au beneficiat de preluări garantate, autoritățile maghiare comunică faptul că centrale și blocurile centralelor importante comercializează energie electrică pe piața liberă fără CAEE-uri și fără preluări garantate (ca, de exemplu, blocul G1 al centralei Dunamenti, centrala Vértesi Erőmű, blocurile I-II ale centralei Mátrai Erőmű).
(150)
De asemenea, Ungaria a precizat că, în contradicție cu cele prezentate de AES-Tisza Erőmű, și poziția de negociere a MVM este limitată de reglementările incluse în CAEE-uri (formule de stabilire a prețului și cantități de preluare garantate).
7. EVALUAREA COMISIEI
7.1. Ajutor ilegal
(151)
Autoritățile maghiare nu au notificat Comisiei, în conformitate cu regulamentul privind normele de raportare și monitorizare a ajutoarelor de stat, ajutorul conținut de CAEE-uri și, în consecință, acesta reprezintă un ajutor ilegal.
7.2. Observații generale privind evaluarea individuală a CAEE-urilor
(152)
În observațiile acestora, unele părți interesate și autoritățile maghiare au propus evaluarea individuală a CAEE-urilor, având în vedere diferențele existente între condițiile contractuale concrete.
(153)
Prezenta decizie se referă la toate CAEE-urile care au fost încheiate între MVM și producătorii de energie electrică și care erau în vigoare la data aderării Ungariei la Uniunea Europeană (a se vedea considerentele 44 și 45). Comisia consideră că principiile de bază ale CAEE-urilor prezintă asemănări într-o măsură care, într-o procedură privind ajutorul de stat, justifică evaluarea comună a acestora. Astfel cum se va arăta mai jos, Comisia consideră că principalul avantaj rezultat din CAEE-uri este o caracteristică comună a tuturor CAEE-urilor evaluate, precum și că decizia privind încheierea acestora în perioada 1995-2001 a urmărit aceleași scopuri strategice în domeniu și a oferit același tip de soluții. În mod concret, fiecare CAEE impune MVM o obligație de preluare a capacităților contractate și a cantității garantate, aplicând un mecanism de stabilire a prețului care a permis producătorilor să își acopere costurile fixe și variabile pe o perioadă acoperind o mare parte a duratei de funcționare a echipamentelor de producție. În afară de aceasta, și celelalte condiții de acordare a ajutorului de stat prezintă asemănări care justifică evaluarea comună a CAEE-urilor. Întrucât selectivitatea acestora se întemeiază pe aceleași principii de bază, pentru a putea răspunde la întrebarea dacă CAEE-urile au condus la alocarea de resurse de stat, trebuie să se efectueze, în mare măsură, aceleași evaluări, estimarea efectelor acestora asupra concurenței și a schimburilor comerciale bazându-se pe aceeași analiză economică și având în vedere existența celorlalte CAEE-uri pe piața din Ungaria. Prin urmare, Comisia consideră că, în vederea reflectării corecte a realității de pe piața de energie electrică din Ungaria, prezenta decizie privind ajutorul de stat trebuie să evalueze împreună toate CAEE-urile, în cadrul unei singure decizii de încheiere a procedurii.
(154)
Această abordare globală nu împiedică însă Comisia să aibă în vedere diferențele existente în realitate între CAEE-urile în cauză. Prin urmare, prezenta decizie va stabili diferențele dintre CAEE-uri, în cazul în care acestea sunt relevante din punct de vedere al aplicării prezentei decizii.
7.3. Existența ajutorului de stat, în sensul articolului 87 alineatul (1) din Tratatul CE
(155)
În cele ce urmează, Comisia va analiza cele patru criterii cumulative ale existenței ajutorului de stat, în sensul articolului 87 alineatul (1) din Tratatul CE: utilizarea resurselor de stat, existența unui avantaj economic, selectivitatea avantajului și impactul asupra schimburilor comerciale.
(156)
În observațiile acestora, părțile interesate au considerat (în legătură cu mai multe criterii de evaluare) că Comisia ar trebui să aibă în vedere numai situația existentă în momentul semnării CAEE-urilor și să extindă rezultatele evaluării pe întreaga perioadă de valabilitate a CAEE-urilor. Budapesti Erőmű s-a referit în această privință la Comunicarea Comisiei privind stabilirea regulilor aplicabile pentru evaluarea ajutorului de stat ilegal (49).
(157)
Pentru a stabili perioada relevantă de evaluare, Comisia trebuie să ia în calcul Actul de aderare a Ungariei, Regulamentul de procedură, precum și jurisprudența Curții de Justiție.
(158)
Partea relevantă a anexei IV la Actul de aderare prevede următoarele:
„ANEXA IV
Lista menționată în articolul 22 din Actul de aderare
[…]
3. Politica în domeniul concurenței
1.
Programele de acordare de ajutoare și ajutoarele individuale de mai jos, puse în aplicare într-un nou stat membru înainte de data aderării și încă aplicabile după această dată, sunt considerate, la data aderării, drept ajutoare existente în sensul articolului 88 alineatul (1) din Tratatul CE:
(a)
măsurile de acordare de ajutoare puse în aplicare înainte de 10 decembrie 1994;
(b)
măsurile de acordare de ajutoare enumerate în apendicele la prezenta anexă;
(c)
măsurile de acordare de ajutoare care, înainte de data aderării, au fost evaluate de autoritatea competentă pentru monitorizarea ajutoarelor de stat a noului stat membru și declarate compatibile cu acquis-ul și față de care Comisia nu a ridicat obiecții pe motivul unor grave îndoieli cu privire la compatibilitate măsurii cu piața comună, conform procedurii stabilite în alineatul (2).
Toate măsurile încă aplicabile după data aderării care constituie ajutoare de stat și care nu îndeplinesc condițiile stabilite mai sus sunt considerate ajutoare noi la data aderării în sensul aplicării articolului 88 alineatul (3) din Tratatul CE.
Dispozițiile de mai sus nu se aplică ajutoarelor din sectorul transporturilor, nici activităților aferente producției, prelucrării și comercializării produselor menționate în anexa I la Tratatul CE, cu excepția produselor de pescuit sau care sunt derivate din acestea.
De asemenea, dispozițiile de mai sus nu aduc atingere măsurilor tranzitorii privind politica concurenței stabilite în prezentul act.”
(159)
Partea aplicabilă a articolului 1 din Regulamentul de procedură prevede următoarele:
„(b)
«ajutor existent»:
(i)-(iv)
[…]
(v)
ajutorul considerat ajutor existent deoarece se poate dovedi că, în momentul punerii în aplicare, nu reprezenta un ajutor și că a devenit ajutor ulterior, datorită evoluției pieței comune și fără să fi fost modificat de statul membru. Atunci când anumite măsuri devin ajutoare ca urmare a liberalizării unei activități în conformitate cu dreptul comunitar, astfel de măsuri nu sunt considerate ajutor existent după data stabilită pentru liberalizare;
(c)
«ajutor nou» înseamnă orice ajutor, respectiv orice schemă de ajutor și orice ajutor individual care nu este ajutor existent, inclusiv modificările ajutoarelor existente”.
(160)
Din dispozițiile de mai sus reiese că măsurile care în momentul acordării lor nu au fost considerate drept ajutoare de stat, pot deveni în anumite împrejurări ajutoare de stat, în sensul articolului 87 din Tratatul CE. Din această perspectivă, nu este relevant dacă măsura devenită ulterior ajutor de stat este considerată drept ajutor de stat existent sau nou.
(161)
Deși este adevărat că atunci când analizează existența unui ajutor de stat într-un caz anume, Comisia trebuie să evalueze situația caracteristică în momentul intrării în vigoare a măsurii, aceasta nu înseamnă că evaluarea celor patru criterii care apar în definiția ajutorului de stat trebuie să se limiteze, în orice situație, la perioada în care ajutorului în cauză a fost acordat.
(162)
Din dispozițiile articolului 1 litera (b) punctul (v) din Regulamentul de procedură reiese clar că există situații extraordinare, ca de exemplu dezvoltarea pieței comune sau liberalizarea unui domeniu, în care se produc numeroase schimbări în economia și legislația unuia sau mai multor sectoare economice, caz în care - datorită acestor schimbări - pot face obiectul controlului ajutoarelor de stat și măsuri care inițial nu se încadrau în dispozițiile articolului 87 din Tratatul CE. Dacă, de exemplu, în cadrul liberalizării unui sector economic s-ar menține toate măsurile care în momentul aprobării lor - datorită condițiilor de piață în mare măsură diferite - nu au fost clasificate ca ajutoare de stat, însă din momentul liberalizării îndeplinesc toate condițiile ajutoarelor de stat, s-ar prelungi astfel de facto majoritatea condițiilor de piață existente anterior situației de concurență. Iar aceasta ar fi contrar intenției de a elimina de pe o piață situația neconcurențială, prin urmare aceasta ar fi contrar deciziei statelor membre de a liberaliza sectorul respectiv. Scopul dispozițiilor speciale în baza cărora o măsură poate deveni ajutor de stat este, tocmai, de a evita prelungirea oricăror măsuri, care deși nu constituiau un ajutor în baza condițiilor economice și legislative anterioare, ar putea prejudicia interesele operatorilor în noile condiții de piață (50).
(163)
Răspunsul la întrebarea dacă ajutorul de stat acordat constituie ajutor existent sau ajutor nou va fi evaluat separat de către Comisie, după stabilirea existenței ajutorului de stat.
(164)
Economia Ungariei a trecut prin schimbări drastice în anii nouăzeci. Țara a optat pentru aderarea la Uniunea Europeană, devenind stat membru cu drepturi depline la 1 mai 2004. Ungaria își cunoștea foarte bine obligația de a armoniza măsurile existente cu regulile politicii din domeniul concurenței a pieței comune, la care a dorit să adere, întrucât Acordul European pe care l-a semnat în 1991 (51) menționa în mod explicit obligația în cauză.
(165)
Prin aderarea la Uniunea Europeană, Ungaria a aderat și la piața comună liberalizată de energie. În privința pieții maghiare de energie, Actul de aderare nu prevede derogări de la regulile politicii din domeniul concurenței. În baza argumentelor de mai sus - contrar observațiilor părților interesate - Comisia consideră că CAEE-urile, care (astfel cum recunosc și părțile interesate) au fost încheiate înainte de aderarea la piața comună liberalizată de energie, în condiții economice semnificativ diferite, pot deveni ajutoare de stat în cadrul noilor condiții economice și legislative. În vederea stabilirii existenței unui ajutor, cele patru criterii ale existenței ajutorului de stat trebuie evaluate din perspectiva noilor condiții economice și legislative.
(166)
Data relevantă din punct de vedere al evaluării trebuie analizată în continuare în baza dispozițiilor Actului de aderare. Spre deosebire de aderările anterioare, statele membre au convenit să completeze Actul de aderare cu dispoziții speciale, în baza cărora toate măsurile de ajutor încheiate după 10 decembrie 1994 și aplicabile după aderare trebuie raportate Comisiei, care le analizează în baza acquis-ului comunitar.
(167)
În majoritatea statelor care au aderat la UE la 1 mai 2004, din cauze istorice, intervențiile statului aveau o tradiție puternică. Pot exista, așadar, măsuri care înainte de aderare - în condițiile de piață mult diferite care predominau atunci - nu au corespuns celor patru criterii ale ajutorului de stat, însă, în cadrul noilor condiții legislative și economice de după aderare, îndeplinesc toate criteriile în cauză.
(168)
Scopul articolelor relevante din Actul de aderare este de a asigura o concurență nedenaturată pe piața internă, pentru perioada de după intrarea în vigoare a tratatului. Prin urmare, articolele relevante din Actul de aderare au scopul de a nu permite, după aderare, denaturarea concurenței pe piața comună de către măsurile de ajutor de stat incompatibile. În această privință, este irelevant dacă în anii nouăzeci, în momentul aprobării măsurii, aceasta a îndeplinit sau nu criteriile unui ajutor de stat. În consecință, data relevantă în perspectiva evaluării criteriilor de existență a ajutorului de stat este perioada de după aderarea Ungariei la UE și, implicit, la piața internă liberalizată de energie.
(169)
Orice altă concluzie ar genera situații în care situația economică a perioadei premergătoare aderării și liberalizării (care, în cele mai multe state membre noi, corespunde perioadei de tranziție de după regimul comunist) ar rămâne neschimbată mult timp și după aderarea țării în cauză la Uniunea Europeană. Astfel, măsurile care înainte de aderare nu erau clasificate drept ajutoare de stat ar putea fi menținute de statul membru și chiar prelungite după plac, chiar și în cazul în care acestea, în condițiile de după aderare, ar constitui deja ajutoare de stat, având în vedere că măsurile în cauză nu ar face obiectul controlului Comisiei asupra ajutoarelor de stat.
(170)
Observațiile în această privință ale părților interesate se îndreaptă exact în această direcție. Toate argumentele părților interesate cu privire la perioada relevantă a evaluării au avut ca scop susținerea faptului că evaluarea economică și legislativă a CAEE-urilor în cadrul prezentei proceduri privind ajutorul de stat trebuie să se bazeze exclusiv pe condițiile existente în momentul încheierii CAEE-urilor (și anume între 1995 și 2001), iar în baza acestor condiții legislative și economice trebuie concluzionat că CAEE-urile nu pot fi considerate drept ajutoare de stat. Părțile interesate susțin că testul operatorului în cadrul economiei de piață, respectiv criteriile referitoare la denaturarea concurenței și la efectul asupra schimburilor comerciale, trebuie analizate în contextul economic al mijlocului anilor nouăzeci, iar Comisia trebuie să aibă în vedere obligațiile de atunci ale MVM (asigurarea siguranței aprovizionării) și modelul dominant în aceea vreme în sectorul energetic (modelul cumpărătorului unic etc.). În opinia acestora, rezultatul evaluărilor efectuate în condițiile respective va rămâne normativ până la data expirării CAEE-urilor (până în 2024 în cazul contractului cel mai îndelungat), independent de schimbări precum aderarea Ungariei la Uniunea Europeană și liberalizarea ulterioară a pieței de energie.
(171)
Comisia nu este de acord cu acest argument. Comisia consideră că scopul articolului relevant din Actul de aderare este tocmai acela de a preveni astfel de situații, prin impunerea aplicării imediate a normelor privind la ajutoarele de stat. Actul de aderare asigură derogări în cazul câtorva sectoare economice (a se vedea dispozițiile privind transporturile), însă referitor la operatorii de pe piața energiei electrice nu există nicio derogare în tratat. Prin urmare, acquis-ul comunitar, inclusiv Directiva 96/92/CE va fi aplicat imediat, de la data aderării, în cazul tuturor relațiilor contractuale de pe piața de energie electrică din Ungaria.
(172)
Prin urmare, în cadrul evaluării CAEE-urilor, Comisia va avea ca punct de plecare faptul că Ungaria a acceptat, prin aderarea la piața internă liberalizată a UE, să aplice principiile acestei piețe tuturor operatorilor de pe piața maghiară de energie, inclusiv tuturor relațiilor comerciale.
(173)
În consecință, Comisia va analiza în continuare dacă măsura care face obiectul prezentei proceduri a respectat cu începere de la data aderării Ungariei la Uniunea Europeană toate criteriile de existență a ajutorului de stat.
(174)
În introducerea evaluării privind existența avantajului trebuie menționat faptul că majoritatea producătorilor de energie electrică au recunoscut în observațiile lor că nu ar fi investit în centrale fără garanțiile oferite de CAEE-uri. În observațiile centralei […] Erőmű Rt. se afirmă că „CAEE[-urile] oferă băncilor un element important de garanție pentru finanțarea investiției și prefinanțarea cheltuielilor de funcționare în mod continuu. […]”… […] -ul a solicitat o luare de poziție a consorțiului [și anume a băncilor] cu privire la modificarea CAEE-urilor la […], dar băncile s-au abținut de la acordarea consimțământului atât privind reducerea cantității contractate, cât și privind reducerea cantității preluate garantate. (52)
(175)
În legătură cu aceasta, […] (în calitate de reprezentant a douăsprezece bănci care au acordat centralei Csepeli Áramtermelő Kft. un împrumut în valoare de aproape […]) susține că „din punctul de vedere al băncilor, CAEE-ul face parte din acele acorduri comerciale corelate între ele care au constituit și constituie și astăzi garanția convențiilor de împrumut care asigură finanțare proiectului în condiții de piață. Aceasta înseamnă că orice modificare a CAEE-urilor ar afecta și băncile, pentru că acestea din urmă au la dispoziție mecanismele contractuale potrivite pentru a-și proteja interesele financiare și astfel ar pune în pericol, în consecință, întregul proiect Csepel II.”
(176)
[…] (în calitate de reprezentat a nouă bănci care au acordat centralei AES-Tisza Erőmű Kft un împrumut în valoare de […]) susține că „finanțarea se bazează în primul rând pe existența CAEE-ului, respectiv a celorlalte documente ale proiectului (de exemplu acordul de aprovizionare cu combustibil). […] CAEE-urile asigură stabilitate împotriva riscului cererii (privind cantitatea și prețul energiei electrice comercializate).”„Stabilitatea cererii este factorul decisiv […] care oferă siguranța necesară băncilor în cazul asigurării unor finanțări pe termen lung pe o piață imatură”.
(177)
În vederea evaluării existenței unui avantaj, Comisia a analizat în prealabil argumentația care ar trebui urmărită în cadrul evaluării. Ca rezultat al analizei prealabile prezentate la considerentele 180-190, Comisia a ajuns la concluzia că, în vederea stabilirii existenței avantajului, trebuie să se analizeze dacă, în condițiile de piață existente în momentul aderării Ungariei la Uniunea Europeană, un operator mediu de pe piață ar fi oferit sau nu producătorilor garanții similare celor incluse în CAEE-uri, și anume garanții în baza cărora MVM este obligată să achiziționeze, la un preț care acoperă costurile fixe și variabile ale centralelor (inclusiv costurile de combustibil), capacitatea contractată prin CAEE-uri (echivalentă cu întreaga sau marea majoritate a capacității de care dispune centrala), respectiv cantitatea minimă garantată de energie electrică produsă, pentru o perioadă de 15-27 ani - în funcție de durata de funcționare sau amortizare obișnuită preconizată a echipamentelor în cauză (53).
(178)
În etapa a doua, Comisia a căutat răspunsul la această întrebare din perspectiva practicilor comerciale de pe piețele de energie electrică din Europa.
(179)
În sfârșit, Comisia a evaluat, pe scurt, impactul CAEE-urilor asupra pieței în perioada de după aderarea Ungariei la Uniunea Europeană. Deși această ultimă evaluare nu era necesară pentru a stabili dacă CAEE-urile oferă avantaje economice, aceasta merită efectuată în vederea evaluării corespunzătoare a observațiilor prezentate de fiecare parte interesată.
1. Analiză preliminară: modul de argumentare care trebuie urmărit în vederea evaluării existenței avantajului
(180)
În observațiile prezentate în cadrul procedurii, părțile terțe au analizat existența avantajului pornind de la împrejurările în care s-au semnat CAEE-urilor la mijlocul anilor nouăzeci. În esență, acestea au ajuns la concluzia că, în perioada sus amintită și în cadrul privatizării întreprinderilor producătoare de energie electrică, un operator de piață mediu ar fi oferit producătorilor garanții similare celor existente în CAEE-uri, în vederea motivării investitorilor pentru a asigura astfel siguranța aprovizionării în Ungaria.
(181)
Comisia a analizat temeinicia acestei abordări și a ajuns la concluzia că aceasta nu este corespunzătoare din două motive. În primul rând, pentru că abordarea ține cont de beneficiarii efectivi ai măsurii evaluate. În al doilea rând, pentru că aceasta nu are în vedere perioada relevantă din punct de vedere al evaluării existenței avantajului.
(182)
Centrala Dunamenti Erőmű Rt. susține că nu a beneficiat de nici un avantaj datorită CAEE-ul său, întrucât la privatizarea centralelor sale a plătit prețul de piață, iar prețul de vânzare a luat în considerare drepturile și obligațiile care îi reveneau în temeiul CAEE-ului. Cu alte cuvinte, chiar și dacă ar fi beneficiat de un avantaj datorită CAEE-ului, Dunamenti Erőmű Rt a plătit contravaloarea acestuia ca parte a prețului de privatizare.
(183)
Comisia consideră că argumentele nu sunt valabile în prezentul caz. Beneficiarii avantajelor care fac obiectul prezentei proceduri sunt centralele privatizate (dintre cele care au fost efectiv privatizate) și nu acționarii acestora. Privatizarea centralelor s-a realizat prin cumpărare de acțiuni.
(184)
Curtea de Justiție a analizat deja modul în care existența ajutorului acordat în mod ilegal întreprinderii și entitatea beneficiară au influențat schimbările la nivelul structurii acționariatului ca rezultat al cumpărării de acțiuni. În baza hotărârii Curții de Justiție, ajutoarele de acest tip acordate în mod ilegal revin în continuare întreprinderilor favorizate inițial, indiferent de schimbările la nivelul structurii acționariatului (54). Transferul acțiunilor la prețul pieței asigură numai faptul că achizitorul respectiv nu primește ajutor de stat. Acest fapt, însă, este independent de existența unui avantaj pentru activitatea centralei beneficiare.
(185)
Beneficiarii ajutorului evaluat în cadrul prezentei proceduri sunt întreprinderile maghiare care operează centralele semnatare de CAEE-uri, și nu membrii (acționarii) centralelor în cauză. În plus, schimbările la nivelul structurii acționariatului centralelor au avut loc anterior perioadei care face obiectul analizei privind existența ajutorului de stat, iar din punct de vedere al existenței ajutorului de stat acordat întreprinderilor care au operat centralele, această schimbare este irelevantă. Prin urmare, întreprinderile care au semnat CAEE-urile - indiferent de structura acționariatului - au beneficiat de avantajele incluse în CAEE-uri.
(186)
Comisia are cunoștință de faptul că, în condițiile de piață existente în Ungaria în anii nouăzeci, principiul de bază a CAEE-urilor, și anume garanția rentabilității investiției, a constituit condiția de bază pentru efectuarea investițiilor necesare.
(187)
Faptul că, datorită caracteristicilor sectorului producției de energie electrică și situației politice și economice a Ungariei din perioada respectivă, intervenția statului era necesară pentru interesul public și că cea mai bună măsură părea a fi acordarea de CAEE-uri pentru numeroși producători, nu este în contradicție cu faptul că CAEE-urile asigură un avantaj producătorilor.
(188)
Majoritatea producătorilor susțin că CAEE-urile nu le-au asigurat avantaje, întrucât acestea au corespuns comportamentului normal al oricărui operator economic de pe piață aflat în situația MVM, respectiv a producătorilor. Aceștia au argumentat că orice operator privat aflat în situația MVM (și anume fiind singurul cumpărător obligat prin lege să asigure siguranța de alimentare) ar fi decis să încheie CAEE-uri, respectiv că avantajele economice decurgând din aceste contracte să nu depășească nivelul la care părțile ar fi putut ajunge în mod normal, în condițiile pieței maghiare imature din anii nouăzeci. În plus, pentru a obține autorizația de funcționare, producătorii au fost obligați prin lege să încheie contracte cu MVM. Producătorii au subliniat că, în baza principiului investitorului privat, Comisia ar trebui să ia în calcul cerințele legislative și realitatea economică existente în momentul încheierii CAEE-urilor.
(189)
În privința argumentelor părților interesate cu privire la principiul investitorului privat, Comisia face referire la considerentele prezentei decizii care definesc perioada care trebuie luată în calcul în cadrul evaluării existenței ajutorului de stat oferit prin CAEE-uri. Comisia reafirmă că nu intenționează să pună la îndoială faptul că, în condițiile existente la momentul semnării CAEE-urilor, încheierea contractelor era necesară. Însă, astfel cum s-a arătat deja mai sus în prezenta decizie, aceasta nu înseamnă în nici un caz că CAEE-urile nu asigură avantaje producătorilor. În fond, părțile interesate afirmă numai că contractele respective corespund condițiilor de piață existente la momentul încheierii acestora. Niciuna dintre părțile interesate nu afirmă însă că acestea corespund și condițiilor pieței interne actuale.
(190)
Comisia consideră că, în cadrul evaluării existenței avantajului oferit de CAEE-uri, trebuie să se analizeze dacă un operator de piață mediu ar fi oferit producătorilor garanțiile - prezentate la considerentul 177 - existente în cadrul CAEE-urilor, în condițiile ulterioare aderării Ungariei la Uniunea Europeană.
2. Evaluarea existenței avantajului acordat producătorilor de energie electrică la momentul aderării Ungariei la Uniunea Europeană
(191)
Pentru a răspunde la întrebarea formulată în considerentul de mai sus, Comisia a definit principalele practici normative ale operatorilor comerciali de pe piețele de energie electrică din Europa, care sunt relevante pentru scopul prezentei analize, respectiv Comisia a analizat dacă CAEE-urile sunt în armonie cu practicile în cauză sau oferă producătorilor garanții pe care un cumpărător care acționează doar pe baza considerentelor comerciale nu le-ar accepta niciodată.
(192)
Ca observație preliminară, este util a aminti că piața de energie electrică se împarte în mod tradițional în patru subpiețe: (i) producție/servicii de import și comercializare cu ridicata; (ii) preluare/distribuție; (iii) vânzare cu amănuntul; (iv) servicii de echilibrare. Piețele relevante pentru evaluarea CAEE-urilor sunt prima și cea de a patra subpiață, întrucât MVM achiziționează, respectiv importă, energia electrică de la producătorii din țară și o comercializează către societățile regionale de distribuție și furnizorii comerciali (furnizorii de pe piața cu amănuntul). De asemenea, MVM furnizează capacitatea contractată operatorului rețelei de transport, în vederea echilibării sistemului de energie electrică.
(193)
Piața de distribuție din Ungaria în perioada evaluată era divizată în două sectoare: (i) sectorul de utilitate publică, în care societățile regionale de distribuție furnizează energia electrică la prețuri reglementate către consumatorii neautorizați, respectiv cei care nu doresc să folosească această posibilitate; (ii) sectorul de piață liberă, în care furnizorii comerciali asigură consumatorilor autorizați energia electrică la prețurile stabilite în baza mecanismelor de piață. Sistemul introdus de Legea energiei electrice III limitează sectorul de utilitate publică la gospodăriile care se încadrează în domeniul de aplicare a obligațiilor de serviciu universal și la consumatorii comerciali.
(194)
În perioada evaluată, MVM a furnizat energie electrică atât societăților regionale de distribuție (distribuitorii din sectorul de utilitate publică), cât și distribuitorilor din sectorul de piață liberă. În același timp însă, - astfel cum s-a arătat la considerentele 221-231 - MVM a vândut distribuitoriilor de pe piața liberă numai surplusul achiziționat în cadrul CAEE-urilor și nesolicitat de sectorul de utilitate publică. Vânzările de acest fel s-au efectuat nu ca activități comerciale independente, ci, mai degrabă, drept consecințe ale CAEE-urilor. Pin urmare, existența avantajului trebuie evaluată în comparație cu obiectivul principal al MVM - și anume furnizarea de energie electrică în cantități suficiente către societățile regionale de distribuție, pentru a satisface cererea venită din partea sectorului de utilitate publică. În consecință, trebuie să se analizeze dacă, în absența CAEE-urilor, un operator economic ar fi oferit garanții similare celor furnizate de acestea, în cazul în care ar fi procedat numai pe baza considerentelor comerciale, revenindu-i rolul de a asigura societăților regionale de distribuție cantitatea necesară de energie electrică. Evaluarea trebuie efectuată din perspectiva pieței de comerț cu ridicata, care funcționează în condiții de concurență. În considerentele următoare se vor prezenta mai întâi practicile comerciale tipice relevante pentru prezenta evaluare, după care se vor compara CAEE-urile cu practicile amintite mai sus. Ulterior, Comisia va analiza, din perspectivă comparativă, consecințele CAEE-urilor la care autoritățile publice se puteau aștepta după aderarea Ungariei la Uniunea Europeană, respectiv dacă alte tipuri de contracte ar fi asigurat un echilibru mai bun între consecințele pozitive și negative.
2.(a) Scurtă descriere a practicilor comerciale de pe piața europeană de energie electrică relevante pentru evaluarea existenței avantajului asigurat prin CAEE-uri
(195)
În cadrul anchetei sectoriale privind piețele de energie electrică (55), Comisia a analizat în detaliu condițiile de distribuție a energiei electrice de pe piețele europene de comerț cu ridicata.
(196)
Energia electrică poate fi comercializată - în funcție de perioada de executare - pe piața la vedere (spot) sau la termen. Pe piețele la vedere, în general, vânzările de energie electrică se efectuează în ziua premergătoare livrării efective. Tranzacționarea energiei electrice prin schimburi comerciale pe piața la vedere se face de fiecare dată la prețuri marginale, care garantează exclusiv acoperirea costurilor marginale pe termen scurt (56).
(197)
Pe piețele la termen, energia electrică se comercializează cu termene de execuție ulterioare. Produsele la termen pot fi săptămânale, lunare, trimestriale sau anuale. Comercializarea produselor de pe piețele la vedere și la termen se poate efectua prin intermediul burselor de energie sau pe piețe extrabursiere (OTC). Datorită opțiunii permanente între produsele respective, prețurile produselor identice de pe bursele de energie și piețele OTC sunt apropiate unele de altele. De aceea, bursele de energie tind din ce în ce mai mult să stabilească prețurile de referință ale tuturor produselor de pe piețele la vedere și la termen, deci ale întregii piețe de comerț cu ridicata.
(198)
Prețul produselor de pe piețele la termen este influențat, de asemenea, de așteptările operatorilor de pe piață cu privire la modificarea în viitor a prețului de pe piețele la vedere. Operatorii încheie contracte la termen, întrucât preferă prețurile sigure prețurilor viitoare de pe piețele la vedere, care nu sunt cunoscute, prețurile de pe piețele la termen conținând, de asemenea, elemente de risc. În practică, prețurile produselor la termen conțin un element definitor care reflectă așteptările operatorilor cu privire la modificarea prețurilor de cumpărare de pe piețele la vedere, respectiv - în funcție de faptul că aceștia atribuie sau nu o valoare mare siguranței prețului - prime sau deduceri de risc, deși în practică apar mai mult prime. Din această cauză, prețurile de cumpărare de pe piața la vedere reprezintă o referință pentru toate prețurile la energie electrică. În cazul în care există tranzacții bursiere la vedere, prețurile în cauză reprezintă prețurile de referință pentru întreaga piața. Pe mai multe piețe de comerț cu ridicata, cumpărătorii - în vederea asigurării transparenței costurilor - încercă să-și acopere o mare parte din necesarul preconizat prin contracte la termen. Nevoile suplimentare celor asigurate prin contracte la termen sunt acoperite prin achiziții de pe piețele la vedere.
(199)
Analiza sectorului energetic a arătat că, pe lângă operațiunile standard efectuate prin intermediul bursei de energie și cele realizate pe piețele OTC, există și „operațiuni bilaterale specifice”. Acestea operațiuni pot diferi semnificativ în privința produselor furnizate sau a serviciilor, în cazul cărora, în general, prețurile aplicate nu sunt raportate. Însă, în condițiile concurenței de piață, operațiunile standard efectuate prin bursa de energie și cele realizate pe piețele OTC influențează în mod necesar schimburile comerciale în cauză, întrucât producătorul sau importatorul respectiv nu ar accepta încheierea unor acorduri bilaterale care să ofere condiții în mod evident mai defavorabile decât contractele de pe piețele la vedere sau la termen. Prin urmare, toate contractele standard la vedere sau la termen care există pe piețele europene de comerț cu ridicata reprezintă o bază de comparație relevantă pentru a analiza dacă CAEE-urile asigură avantaje producătorilor.
(200)
Pe piețele la termen, cea mai lungă perioadă de executare este de un an. În plus, intervalele cele mai lungi între încheierea contractului și începerea efectivă a perioadei de executare sunt următoarele: 4 ani - NordPool (țările scandinave), 3 ani - Powernext (Franța), 5 ani - UKPX (Regatul Unit) și 6 ani - EEX (Germania). Există burse, ca de exemplu OMEL din Spania, unde nu se încheie deloc contracte la termen. Contractul standard la termen îl obligă pe furnizor să ofere o anumită cantitate de energie electrică la prețul prestabilit, în cel mult șase ani de la data încheierii contractului, pentru o perioadă de cel mult un an. Perioadele amintite mai sus sunt mult mai scurte decât cele de amortizare sau de utilizare a oricărei centrale. Prin urmare, în condiții normale de piață, producătorii nu au cunoștință de prețurile și cantitățile furnizate în perioada de amortizare, respectiv de utilizare a echipamentelor de producție a centralelor, nici măcar în cazul în care comercializează mare parte a energiei electrice produse prin contracte la termen. În plus - având în vedere faptul că prețurile au fost prestabilite - producătorii trebuie să facă față, de asemenea, riscului ca costurile acestora să depășească prețurile convenite. Riscul este semnificativ mai ales din cauza fluctuației mari a costurilor de combustibil. În cazul majorității tehnologiilor de producție, combustibilul reprezintă cel mai important element component al costurilor variabile. În plus, producătorii trebuie să facă față și presiunii concurenței, întrucât în perioada de utilizare a echipamentelor lor de producție trebuie să reînnoiască de mai multe ori contractele la termen și, astfel, să-și adapteze ofertele la condițiile de concurență care evoluează.
(201)
Pe piețele de comerț cu ridicata există, de asemenea, acorduri care implică contractarea capacităților de producție sub formă de „drepturi de tragere” („drawing rights”), pe care, prin urmare, este interesant să le comparăm cu CAEE-urile. Obținerea drepturilor de tragere înseamnă că, în general, pe perioada de funcționare preconizată a centralei în cauză se contractează o parte a capacității sale de producție și se plătește o „taxă de capacitate” operatorului unității, corespunzătoare capitalului corelat cu capacitatea contractată și costurile fixe. Operatorul centralei suportă riscurile tehnice. Beneficiarul drepturilor de tragere decide gradul de utilizare a capacității contractate și plătește operatorului centralei prețul corespunzător costurilor variabile rezultate din producerea energiei electrice în baza capacității contractate.
(202)
Din punct de vedere al evaluării avantajelor asigurate prin intermediul CAEE-urilor, merită luată în considerare, de asemenea, situația marilor consumatori finali comerciali sau industriali, care, însă, nu operează pe piețele cu ridicata, ci pe piețele cu amănuntul (piața din aval). Comparația cu CAEE-urile este corectă întrucât există cazuri în care producătorii asigură în mod direct aprovizionarea cu energie electrică a marilor consumatori comerciali sau industriali.
(203)
Analiza sectorului energetic a arătat că furnizorii de energie electrică încheie frecvent cu marii consumatori comerciali sau industriali contracte cu preț fix. Termenul de valabilitate al contractelor în cauză se limitează, de obicei, la un an sau doi ani. În general, se stabilește un program de furnizare în baza consumului prealabil. Prețul este derivat din prețul de comercializare cu ridicata pe piețele la termen și conține, de asemenea, alte elemente constitutive ale costulului, cum ar fi costurile preconizate pentru echilibrarea rețelei sau rata de profit a prestatorului de serviciu. În cazul nerespectării calendarului de execuție, intră în vigoare clauza „take or pay”, care îl obligă pe cumpărător să plătescă fie energie electrică în surplus, fie o taxă suplimentară. Din acest punct de vedere se poate considera că acele contracte se bazează pe aplicarea concomitentă a preluării minime garantate și a contractării de capacitate (57).
(204)
Pentru a analiza avantajul asigurat prin intermediul CAEE-urilor, trebuie luat în calcul și un alt tip de contract, și anume contractele încheiate cu operatorii rețelelor de transport (TSO), în vederea furnizării serviciilor de echilibrare. Deoarece energia electrică nu poate fi depozitată, trebuie să se asigure în fiecare moment menținerea în echilibru a cererii și ofertei. În cazul în care cererea sau oferta diferă de previziuni și este nevoie de mai multă energie electrică, obligația operatorului rețelelor de transport este să solicite anumitor producători să-și mărească, pe termen scurt, producția. Pentru a asigura disponibilitatea capacităților de producție necesare în vederea gestionării unor astfel de situații, operatorii rețelelor de transport contractează o parte din capacitate către unitățile care își pot modifica într-un interval scurt nivelul de producție. Având în vedere faptul că în Ungaria nu există centrală hidroelectrică cu acumulare, centralele pe bază de gaz metan prezintă cele mai potrivite caracteristici pentru asigurarea serviciilor în cauză.
(205)
Analiza sectorului energetic a oferit o imagine de ansamblu asupra practicilor europene ale operatorilor rețelelor de transport cu privire la acordurile de contractare a capacităților pentru asigurarea serviciului de echilibrare. Din imaginea de ansamblu reiese că capacitățile au fost contractate prin intermediul licitațiilor. Un an este considerat perioada obișnuită care asigură flexibilitatea necesară operatorilor rețelelor de transport pentru a putea regla totalul capacităților contractate pentru necesarul efectiv. În general, contractele stabilesc caracteristicile tehnice ale serviciului solicitat, capacitatea contractată, respectiv fie numai prețul energiei electrice furnizate, fie atât prețul energiei electrice, cât și capacitatea.
2.(b) Compararea CAEE-urilor cu practicile comerciale standard
(206)
Comisia a comparat obligația de achiziționare prevăzută în CAEE-uri cu cele mai importante caracteristici ale contractelor la termen și la vedere, ale contractelor care au „drepturi de tragere”, ale contractelor pe termen lung încheiate de marii consumatori finali, precum și ale contractelor încheiate cu operatorii rețelelor de transport în vederea asigurării serviciilor de echilibrare.
(207)
Din situația prezentată la considerentele 195-200 reiese că aplicarea concomitentă a contractării capacităților energetice pe termen lung, a preluării minime garantate, a mecanismelor de stabilire a prețului pentru acoperirea costurilor fixe și de capital variabile nu corespunde contractelor standard de pe piețele europene de comerț cu ridicata și că protejează producătorii de mai multe riscuri decât în cazul contractelor la termen și la vedere.
(208)
Comercializarea energiei electrice prin intermediul burselor de pe piețele la vedere se face, de fiecare dată, la prețuri marginale, care asigură exclusiv acoperirea costurilor marginale pe termen scurt - și nu a tuturor costurilor fixe și de capital. În plus, pe piețele la vedere, societățile producătoare de energie electrică nu dispun de garanții cu privire la gradul de utilizare a capacității lor de producție. Imposibilitatea stocării în condiții rentabile a energiei electrice - care este o caracteristică specifică a sectorului industrial în cauză -, în comparație cu majoritatea sectoarelor de producție, crește semnificativ riscul. În cazul în care, într-o anumită perioadă, energia electrică destinată satsisfacerii cererii este oferită la un preț inferior celui practicat de unitatea de producere a energiei electrice al producătorului respectiv, unitatea în cauză nu va fi pusă în funcțiune, deci, pe perioada respectivă, se pierde capacitatea de producție a acesteia.
(209)
Prin urmare, vânzarea pe piața la vedere presupune riscuri mari în privința rentabilității costurilor fixe și de capital, respectiv în privința gradului de utilizare a capacității de producție.
(210)
De asemenea, piețele la termen - ale căror prețuri sunt derivate din prețurile de cumpărare la vedere - nu oferă producătorilor garanția acoperirii tuturor costurilor fixe și de capital, întrucât prețurile sunt prestabilite. Dacă pe durata perioadei de executare costurile de combustibil cresc mai mult decât s-a preconizat, costurile de producere a energiei electrice pot depăși prețul prestabilit. Datorită termenului mai îndelungat al operațiunilor de pe piața la termen, nesiguranța cu privire la utilizarea capacității de producție este mai mică decât în cazul pieței la vedere. Totodată însă, - chiar și în cazul în care producătorul reușește să comercializeze mare parte a producției sale de energie electrică cu ajutorul contractelor la termen - acesta va cunoaște gradul de utilizare a unităților sale de producere a energiei electrice doar pentru un interval limitat din perioada de funcționare.
(211)
Părțile interesate au accentuat faptul că producătorii trebuie să suporte riscuri semnificative în cadrul CAEE-urilor, care privesc în special execuția, reglementarea, protecția mediului, întreținerea, respectiv impozitarea/finanțarea. Comisia recunoaște că CAEE-urile nu acoperă toate riscurile legate de operarea centralelor. Riscurile enumerate în observațiile producătorilor sunt mai mult ca sigur suportate, într-adevăr, de ei. Acestea însă corespund riscurilor obișnuite care trebuie asumate de toți operatorii de pe piața de energie electrică - inclusiv în cazul vânzărilor standard la vedere și la termen. Însă riscurile care țin de fluctuația costurilor de producție a energiei electrice - în special costurile de combustibil, modificările prețului plătit de consumatorii finali, respectiv riscurile care țin de fluctuația cererii de energie electrică din partea utilizatorilor finali - au fost suportate în mare măsură (sau în totalitate) de către MVM, în mare parte a perioadei de operare a instalațiilor care au funcționat în cadrul CAEE-urilor.
(212)
De asemenea, părțile interesate au afirmat în observațiile lor că contractarea capacității în favoarea MVM a reprezentat un handicap pentru ele, întrucât nu au putut utiliza capacitățile în cauză în alte scopuri decât comercializarea către MVM. Sistemul de preluare minimă garantată reduce, însă, în mare măsură handicapul reprezentat de restricția în cauză. Sistemul de preluare minimă garantată poate fi considerat drept o garanție oferită producătorilor, potrivit căreia, în cazul în care MVM nu utilizează capacitatea contractată, acest fapt nu va bloca folosirea capacităților respective pentru producerea și comercializarea de energie electrică. Astfel cum se vede și în tabelul de mai jos, preluarea minimă garantată a însemnat, de fapt, că procentul de utilizare a capacității contractate a depășit în Ungaria procentul mediu de utilizare a capacității disponibile.
Tabelul 5
Preluarea minimă garantată și capacitățile contractate
2004
2005
2006
Preluare garantată (GWh)
23 234
23 528
23 516
Capacitățile contractate (MW)
4 242
4 460
4 481
Raportul între producția de energie electrică din Ungaria și capacitatea utilizabilă disponibilă (numărul orelor de funcționare pe an)
5 477
5 275
5 248
Raportul între producția de energie electrică din Ungaria și capacitatea utilizabilă disponibilă (numărul orelor de funcționare pe an)
4 272
4 225
4 601
(213)
Din cele prezentate mai sus reiese că contractele la vedere și la termen prezintă mai multe riscuri pentru producători decât CAEE-urile. Aceasta întrucât cele din urmă oferă siguranță atât din punct de vedere al rentabilității costurilor fixe și de capital, cât și în privința utilizării capacității de producție.
(214)
În ceea ce privește drepturile de tragere, diferența cea mai importantă între acest tip de acord și CAEE-uri constă în faptul că nu se obișnuiește ca dreptul de tragere să fie corelat și cu preluarea minimă garantată. Beneficiarul dreptului de tragere suportă riscurile comerciale aferente vânzării energiei electrice produse cu ajutorul capacităților contractate. În schimb, acesta are garanția că va reuși să comercializeze întreaga energie electrică la un preț care acoperă cel puțin costurile variabile, întrucât poate lua decizia de a nu mai produce energie electrică în cazul în care prețurile scad sub costurile variabile. CAEE-urile - din cauza obligațiilor de preluare minimă garantate centralelor - nu asigură astfel de garanții pentru MVM.
(215)
În cazul contractelor de achiziție încheiate pe termen lung de marii consumatori finali este absolut evident că acestea sunt mult mai avantajoase pentru cumpărător decât sunt CAEE-urile pentru MVM, întrucât, de obicei, prețul, stabilit pentru întreaga perioadă a contractului, nu este legat de indicatori - ca de exemplu prețurile la combustibil - ale căror modificări nu pot fi prevăzute pentru întreaga durată a contractului, respectiv nu sunt stabilite astfel încât să acopere costurile fixe și de capital, deoarece depind de cotațiile de preț de pe piețele de comerț cu ridicata. Cumpărătorul are interesul să încheie contracte pe termen lung numai în cazul în care acestea îi oferă o anumită protecție împotriva fluctuației prețului energiei electrice, în special împotriva fluctuației prețurilor la combustibil. Pornind de la acest fapt, cumpărătorul este interesat, din punct de vedere economic, de contracte pe termen lung în care vânzătorul oferă preluarea unei părți a riscurilor legate de fluctuația prețurilor la combustibil sau dacă tehnologia de producere a energiei electrice asigură costuri de combustibil stabile - ca de exemplu în cazul tehnologiei hidrocentralelor și, în anumite condiții, a centralelor atomice. În plus, astfel de contracte sunt în general încheiate pe perioade mult mai scurte decât CAEE-urile, asigurând astfel cumpărătorului posibilitatea de a schimba prestatorul, în cazul în care concurența oferă prețuri mai avantajoase. În vederea obținerii celui mai mic preț, cumpărătorii utilizează deseori procedura de licitație publică.
(216)
Contractele de furnizare a serviciilor de echilibrare sunt relevante pentru evaluarea existenței unui avantaj, întrucât MVM folosește o mică parte a capacităților contractate prin CAEE-uri în vederea asigurării energiei de echilibrare pentru operatorii rețelelor de transport (58). În practică, în fiecare an, MVM vinde capacități, sub formă de pachet, operatorului rețelelor de transport și folosește o parte din capacitățile contractate prin intermediul CAEE-urilor în acest scop. În practică, aceasta înseamnă că producătorii nu trebuie să suporte riscul aferent licitațiilor publice anuale (59), respectiv nesiguranței cu privire la cantitatea de energie electrică care trebuie furnizată. Din punctul de vedere al producătorilor, condițiile contractuale de furnizare a energiei de echilibrare corespund condițiilor din CAEE-uri. Însă, astfel cum s-a arătat la considerentul 204, prevederile CAEE-urilor - în special termenul lung de valabilitate și preluarea garantată - nu sunt justificate din punct de vedere economic nici măcar în cazul furnizării energiei de echilibrare. Comisia recunoaște că în Ungaria - potrivit afirmațiilor părților interesate - doar câțiva producători sunt capabili să furnizeze energia de echilibrare necesară către operatorul rețelelor de transport, însă a ajuns la concluzia că, și în acest context, condițiile oferite de CAEE-uri depășesc ceea ce ar putea fi considerat din punct de vedere comercial ca fiind acceptabil de către un operator al rețelelor de transport.
(217)
Comparația arată că CAEE-urile - datorită structurii acestora - oferă mai multe garanții producătorilor decât contractele comerciale standard. Prin urmare, datorită CAEE-urilor, producătorii se află într-o situație mai favorabilă decât dacă ar concura pe piața liberă fără aceste contracte. În vederea evaluării cât mai cuprinzătoare posibil a existenței unui avantaj, trebuie analizate efectele pozitive și negative pe care autoritățile maghiare le puteau preconiza în momentul aderării Ungariei la Uniunea Europeană. De asemenea, trebuie analizat dacă, în cazul unui alt tip de abordare bazată pe practicile comerciale standard, s-ar fi putut preconiza un echilibru mai bun între cele două tipuri de efecte:
2.(c) Efectele CAEE-urilor pe care autoritățile le puteau preconiza din perspectiva practicilor comerciale standard de pe piețele de energie electrică din Europa
(218)
Autoritățile puteau preconiza că, datorită CAEE-urilor, MVM va putea asigura, pentru o perioadă îndelungată, energia electrică necesară segmentului de utilitate publică.
(219)
În același timp însă, autoritățile nu au beneficiat de garanții cu privire la prețurile pe care MVM va trebui să le plătească în această perioadă, întrucât CAEE-urile nu au oferit o siguranță împotriva fluctuațiilor de preț, în special împotriva fluctuației prețurilor la combustibil.
(220)
În plus, aplicarea concomitentă a contractării de capacități pe termen lung și a preluării minime garantate privează autoritățile de posibilitatea de a beneficia de prețurile mai avantajoase ale altor producători sau importatori. Cantitatea achiziționată prin capacitățile prevăzute de CAEE-uri și cantitatea preluată minimă garantată, contractele de import încheiate de MVM pe perioade lungi și sistemul de preluare obligatorie (60) au fost suficiente pentru acoperirea necesităților. Prin urmare, MVM nu și-a putut diversifica portofoliul de furnizori de servicii, în pofida faptului că a avut la dispoziție capacități de producție alternative. În 2004, mai mulți producători de energie electrică nu au beneficiat de contracte de achiziție de energie electrică pe termen lung. CAEE-ul a două centrale, pentru o capacitate instalată de 470 MW, a expirat la sfârșitul anului 2003, ceea ce a mărit considerabil capacitatea de furnizare în afara CAEE-urilor. În plus, o capacitate de circa 700 MW nu a fost acoperită de contractele de import pe termen lung. În cazul în care sistemul de capacități contractate și de preluare minimă obligatorie nu ar fi obligat MVM, aceasta ar fi putut utiliza energia de import.
(221)
Pe lângă acestea - astfel cum se va arăta la considerentul următor - în 2003 și 2004, în momentul aderării Ungariei la Uniunea Europeană, era clar că sistemul de aprovizionare a întregului consum energetic al Ungariei, realizat prin intermediul MVM, cu un singur cumpărător, bazat pe capacități contractate și preluare minimă obligatorie, prezenta un risc serios cu privire la faptul că MVM ar fi obligată prin contracte să achiziționeze o cantitate de energie electrică superioară nevoilor sale.
(222)
În această privință, un factor important de luat în considerare îl constituie deschiderea parțială a pieței de energie electrică în anul 2003. La 18 decembrie 2001, Parlamentul Ungariei a aprobat Legea energiei electrice II, prin care marii consumatori - și anume aceia al căror consum anual depășea 6,5 GW - puteau deveni „consumatori autorizați”, având posibilitatea de a-și alege furnizorul de energie electrică. Legea, intrată în vigoare la 1 ianuarie 2003, a avut ca rezultat faptul că, pe lângă segmentul existent de utilitate publică, a apărut o piață liberă, unde prețurile s-au format în funcție de cerere și ofertă. Măsura menționată mai sus a avut ca efect previzibil diminuarea cantității pe care MVM trebuia să o furnizeze distribuitorilor regionali de energie electrică, în vederea acoperirii cererii venite din partea segmentului de utilitate publică. Tabelul următor prezintă creșterea constantă a cantității comercializate pe piața liberă în perioada 2003-2006, respectiv scăderea cantității comercializate către segmentul de utilitate publică prin distribuitorii regionali de energie electrică.
Tabelul 6
Vânzări pe piața cu amănuntul (sectorul de utilitate publică și de piață liberă)
(GWh)
2003
2004
2005
2006
Consum total
33 584
33 836
34 596
35 223
Vânzări în sectorul pieței libere
3 883
7 212
11 685
13 057
Vânzări în sectorul de utilitate publică
29 701
26 624
22 911
22 166
Sursa: Date statistice privind sistemul maghiar de energie în anul 2006 ().
(223)
În perioada 2003-2006, cantitatea comercializată în segmentul de utilitate publică - care este echivalent cu necesarul efectiv al MVM - a scăzut cu 25 %. Scăderea necesarului MVM - mai ales în baza diferenței semnificative dintre prețurile reglementate din sectorul de utilitate publică (prețul plătit de furnizori societăților regionale de distribuție a energiei electrice) și prețurile practicate pe segmentul de piață liberă în 2003 și 2004 - era previzibilă în momentul aderării Ungariei la Uniunea Europeană.
Tabelul 7
Diferențele de preț de pe piața de amănuntul din sectoarele de utilitate publică și de piață liberă în 2003 și 2004
(HUF/KWh)
2003
2004
Preț mediu pe piața liberă
11,1
12,7
Preț mediu pe piața de utilitate publică (62)
19
21,1
Sursa: Date statistice privind sistemul maghiar de energie în anul 2006.
(224)
Prețurile practicate pe piața liberă reprezintă un stimul clar pentru consumatorii autorizați să beneficieze de drepturile lor. În plus, în perioada 2003-2004 era, de asemenea, foarte cunoscut faptul că după aderarea Ungariei la Uniunea Europeană avea să intre în vigoare a doua directivă privind energia electrică (63) și, în consecință, de la 1 iulie 2007, toți producătorii vor trebui să devină autorizați, fapt care, într-un timp mult mai scurt decât perioada de valabilitate a HTMCAEE-urilor, va avea ca rezultat scăderea și mai mare a necesarului MVM.
(225)
În concluzie, în 2003 și 2004 era clar că CAEE-urile, care fuseseră concepute în contextul modelului monopsonic, conform căruia aprovizionarea cu energia electrică de care avea nevoie piața maghiară se efectua prin intermediul MVM, nu numai că împiedicau MVM să își diversifice portofoliul de furnizori de servicii și să obțină prețuri mai avantajoase datorită concurenței dintre furnizori, dar era foarte probabil ca, din cauza CAEE-urilor, MVM să fie nevoită să achiziționeze mai multă energie electrică decât necesarul său efectiv.
(226)
Autoritățile au luat efectiv în calcul acest risc. În 2002, guvernul maghiar a emis un decret (64) care obliga MVM să inițieze renegocierea CAEE-urilor cu toți producătorii, în vederea modificării capacităților contractate. Deși decretul guvernamental menționat nu prevede rezilierea CAEE-urilor, acesta semnalează clar că, în condițiile de liberalizare treptată a pieței cu amănuntul, volumul capacităților contractate prin intermediul CAEE-urilor (și, în consecință, preluarea minimă garantată) este prea mare. De asemenea, decretul guvernamental permite MVM ca, în cazul în care negocierile purtate cu producătorii nu au succes, să comercializeze capacitățile și energia electrică care se dovedesc a depăși cantitatea efectivă necesară pentru aprovizionarea sectorului de utilitate publică, cu ajutorul următoarelor „mecanisme de valorificare”: licitații publice de capacitate, licitații referitoare la capacitate, vânzări prin platforma virtuală de comercializare pe Internet (asa-numita „piață”). Deși forma celor trei mecanisme diferă, scopul fiecăruia este de a permite MVM să comercializeze pe piața liberă, sub formă de produse la termen, surplusul de energie de care nu are nevoie pentru aprovizionarea sectorului de utilitate publică, dar pe care este obligată să îl achiziționeze în baza condițiilor CAEE-urilor.
(227)
Tabelul de mai jos prezintă datele cu privire la primele trei licitații organizate de MVM. Din acesta reiese că prețurile la care MVM a comercializat energia prin mecanismele de valorificare sunt considerabil mai scăzute decât prețurile plătite în cadrul CAEE-urilor pentru aceeași energie.
Tabelul 8
Primele trei licitații ale MVM
Prima licitație iunie 2003
A doua licitație decembrie 2003
A treia licitație iunie 2004
Produsele din sarcină de bază
Cantitatea de energie electrică comercializată (GWh)
375
240
133
Prețul de vânzare în cadrul licitației (HUF/KWh)
8,02
9,5
8,4
Produsele din sarcina minimă
Cantitatea de energie electrică comercializată (GWh)
259
421
Prețul de comercializare în cadrul licitației
5,6
3,5
Prețurile medii anuale ale CAEE-urilor
2003
2004
11,3
11,7
(228)
Legea maghiară preconiza în mod clar acest efect și a prevăzut ca statul maghiar să plătească o compensație pentru pierderile suferite de către MVM, ca urmare a diferenței dintre prețurile achitate pentru cantitățile vândute prin intermediul licitațiilor de capacitate, respectiv prețurile de comercializare de pe piață. Compensația plătită în favoarea MVM în 2003 a fost de 3,8 miliarde de forinți (65). Conform raportului anual al MVM din 2004, în 2004 valoarea compensației a crescut cu 2,4 miliarde de forinți.
(229)
Din punctul de vedere al autorităților este clar că sistemul, care practic înseamnă finanțarea vânzărilor producătorilor pe segmentul pieței libere a producătorilor, nu poate fi justificat prin considerente comerciale.
(230)
Tabelul următor - bazat pe informațiile comunicate de Ungaria la 24 septembrie 2007 și 21 aprilie 2008 - prezintă cantitatea totală de energie electrică comercializată de către MVM prin mecanisme de valorificare, între 2003 și 2004.
Tabelul 9
Cantitățile comercializate de către MVM prin mecanisme de valorificare
(TWh)
Anul
2003
2004
2005
2006
Vânzările totale ale MVM prin toate mecanisme de valorificare (66)
0,6
1,9
6,5
6,5
(231)
Este clar că, în condiții standard de piață, cumpărătorii nu vor încheia contracte care implică riscul de a fi constrânși să achiziționeze mai multă energie electrică decât au nevoie și de a înregistra pierderi semnificative, ca urmare a comercializării acesteia. Teoretic, acest risc există și în cazul contractelor la termen și al contractelor pe termen lung încheiate de către marii consumatori finali, însă într-o măsură mult mai mică.
(232)
Durata contractelor la termen este mult mai scurtă decât în cazul CAEE-urilor. Pentru astfel de termene de execuție, consumatorul își poate anticipa mai bine nevoile decât în cazul unei perioade de 15-27 de ani. Mai mult, cumpărătorii tind să-și acopere prin contracte la termen doar o parte a necesității preconizate, iar cantitatea necesară rămasă este achiziționată de pe piața la vedere.
(233)
Riscul achiziționării de cantități excesive apare doar într-o măsură limitată și în cazul contractelor pe termen lung încheiate de către marii consumatori finali, întrucât termenul de execuție a contractelor în cauză este limitat și consumul marilor consumatori finali, industriali și comerciali, care încheie astfel de contracte, de obicei este stabil și predictibil - ceea ce nu este valabil în cazul MVM, din motivele prezentate mai sus.
(234)
În plus, este importat a se menționa că, în temeiul contractelor la termen și al contractelor pe termen lung încheiate de către consumatorii finali, cumpărătorii acceptă să se angajeze că vor achiziționa o anumită cantitate de energie electrică cu mai multe luni sau mai mulți ani înainte de livrarea efectivă, întrucât contractul lor de cumpărare le oferă protecție împotriva fluctuației prețului. În cazul CAEE-urilor nu există acest avantaj, deoarece prețurile care acoperă costurile variabile, din cauza prețurilor fluctuante ale combustibilului, pot crește într-o măsură imprevizibilă.
(235)
Comisia a ajuns la concluzia că avantajele de care au beneficiat autoritățile prin intermediul CAEE-urilor nu oferă stabilitatea prețului la energia electrică pe care operatorii de piață medii ar aștepta-o din partea unui contract pe termen lung, la aceasta adăugându-se riscul de a fi obligați să achiziționeze o cantitate de energie mai mare decât consumul real, pentru ca apoi să sufere pierderi la recomercializarea surplusului. Autoritățile maghiare cunoșteau foarte bine aceste riscuri atunci când Ungaria a aderat la Uniunea Europeană. Comparația între CAEE-uri și practicile comerciale standard de pe piața de energie electrică din Europa arată că un cumpărător care acționează exclusiv din considerente comerciale nu ar fi acceptat astfel de efecte dezavantajoase și - în conformitate cu practica comercială standard - ar fi elaborat o altă strategie de achiziție, respectiv ar fi încheiat alte tipuri de contracte.
(236)
Pe baza celor de mai sus, Comisia a ajuns la concluzia că cele mai importante clauze ale CAEE-urilor reprezintă pentru producători un avantaj care depășește practicile comerciale obișnuite. În legătură cu aceasta, trebuie subliniat că cele mai importante elemente ale CAEE-urilor - și anume contractarea capacității pe termen lung, preluarea minimă garantată și mecanismul de stabilire a prețurilor, bazat pe taxa de capacitate și energie și axat pe acoperirea costurilor fixe, variabile și de capital - nu pot fi defalcate și analizate separat unul de celălalt. Avantajul rezultă din utilizarea cumulativă a acestor elemente. Termenul îndelungat al CAEE-urilor, astfel cum reiese din cele menționate mai sus, contribuie în mare parte la formarea avantajului.
3. Efectul exercitat de CAEE-uri pe piață în perioada de după aderarea Ungariei la Uniunea Europeană
(237)
Părțile interesate au afirmat în observațiile acestora că prețurile aplicate în cadrul CAEE-urilor nu depășesc prețurile de vânzare cu ridicata. Mátrai Erőmű S.A. chiar a accentuat că, datorită minelor de cărbune proprii și, prin urmare, costurilor de minerit scăzute, prețurile sale sunt competitive. În consecință, părțile consideră că nu beneficiază de un avantaj.
(238)
Comisia nu este de acord cu acest argument.
(239)
În primul rând - astfel cum s-a arătat mai sus - prețul plătit efectiv în cadrul CAEE-urilor nu reprezintă decât o consecință a CAEE-urilor, însă nu constituie partea cea mai importantă a avantajului asigurat prin acestea. Observațiile instituțiilor bancare amintite mai sus (a se vedea mai ales considerentele 175 și 176) confirmă că toate elementele CAEE-urilor, care garantează rentabilitatea investițiilor din unitățile de producție și protejează producătorii de riscurile comerciale de funcționare, alcătuiesc împreună esența avantajului CAEE-urilor.
(240)
În al doilea rând, diferența de preț existentă în raport cu prețurile pieței depinde de un număr mare de factori aferenți dezvoltării pieței, care nu depind de conținutul CAEE-urilor și nu pot fi evaluați decât ulterior. Prețurile CAEE-urilor sunt prețuri unitare într-o perioadă anume; acestea nu iau în considerare avantajele care rezultă din toate celelalte elemente ale CAEE-urilor, de exemplu volumul, respectiv cuantumul capacității comercializate de producători dacă vânzările ar fi depins doar de cererea pieței. Este evident din cele amintite mai sus că, potrivit opiniei Comisiei, avantajul financiar asigurat producătorilor constituie parte integrantă a CAEE-urilor analizate, independent de faptul că într-o anumită perioadă acestea conduc la prețuri mai mari sau nu decât prețul pieței.
(241)
Cu toate acestea, Comisia a comparat prețurile efectiv aplicate în temeiul CAEE-urilor cu prețurile obținute pe piața comerțului cu ridicata și care nu sunt acoperite de CAEE-uri, în scopul de a putea oferi răspunsuri complete la observațiile care i-au fost adresate, respectiv de a înțelege mai bine consecințele CAEE-urilor.
(242)
În cadrul comparației, Comisia nu ia în considerare prețurile din 2007, întrucât în cursul anului respectiv (mai exact de la 9 decembrie 2006 și până la 31 decembrie 2007) prețurile reglementate au înlocuit prețurile CAEE-urilor. Prin urmare, prețurile aplicate nu reflectă neapărat prețul exact care ar fi rezultat în urma aplicării formulei de preț a CAEE-urilor.
(243)
În consecință, Comisia a comparat prețurile practicate în temeiul CAEE-urilor cu prețurile pieței libere din anii 2004-2006.
Tabelul 10
Prețul mediu al energiei electrice comercializate în cadrul CAEE-urilor către MVM (67)
HUF/kWh
Centrală care funcționează în cadrul unui CAEE
2004
2005
2006
Blocurile F ale centralei Dunamenti
[…]
[…]
[…]
Blocurile G2 ale centralei Dunamenti
[…]
[…]
[…]
Centrala Tisza II
[…]
[…]
[…]
Centrala Pécsi
[…]
[…]
[…]
Centrala Csepel II
[…]
[…]
[…]
Centrala Kelenföldi
[…]
[…]
[…]
Centrala Újpesti
[…]
[…]
[…]
Centrala Kispesti
[…]
[…]
[…]
Centrala Mátrai
[…]
[…]
[…]
Centrala atomică Paksi
[…]
[…]
[…]
Tabelul 11
Cantitatea și prețul mediu al energiei electrice comercializate pe piața liberă de către producătorii interni, exclusiv CAEE-uri (68)
Centrala
2004
2005
2006
Cantitate
(MWh)
Prețuri
HUF/kWh
Cantitate
(MWh)
Prețuri
HUF/kWh
Cantitate
(MWh)
Prețuri
HUF/kWh
Centrala Mátrai (blocul […])
989 097
8,15
972 813
8,33
1 082 699
9,26
Centrala Vértesi
157 701
8,02
942 999
8,79
1 213 622
10,51
Centrala Dunamenti (blocul […])
215 647
8,57
805 381
9,85
814 702
13,29
EMA
133 439
11,07
129 252
11,83
101 607
12,92
Centrala AES Borsodi
[…]
[…]
18 301
11,25
n.a. (69)
Centrala AES Tiszapalkonya
364 869
12,76
86 673
9,87
119 218
14,27
Tabelul 12
Cantitatea și prețul mediu al energiei electrice din import achiziționate de către MVM (70)
Import
2004
2005
2006
Cantitate
(MWh)
Prețuri
HUF/kWh
Cantitate
(MWh)
Prețuri
HUF/kWh
Cantitate
(MWh)
Prețuri
HUF/kWh
Din Ucrainaprin Slovacia([…] (71))
1 715 200
[…] (72)
1 525 600
[…] (72)
1 311 400
[…] (72)
Din Elveția prin Slovacia([…] (71))
1 768 100
[…] (72)
1 761 700
[…] (72)
1 709 200
[…] (72)
Elveția ([…] (71))
631 700
[…] (72)
629 500
[…] (72)
626 200
[…] (72)
(244)
Din 2003, MVM - în conformitate cu Legea energiei electrice II (73) - valorifică surplusul de energie (reprezentând ceea ce este depășește nevoile sectorului de utilitate publică), cu scopul de aproviziona piața concurențială prin intermediul următoarele mecanisme: (i) licitații publice de capacitate a producătorilor din sectorul de utilitate publică; (ii) licitații referitoare la capacitate, precum și (iii) platforma de comerț virtual, așa-numita „piață”. Tabelul de mai jos ilustrează prețurile medii obținute în cadrul acestor vânzări:
Tabelul 13
Prețurile medii obținute la licitațiile publice de capacitate, licitațiile referitoare la capacitate și pe piața MVM (74)
Anul în care produsul valorificat prin licitație publică este livrat (75)
Prețul mediu ponderat al licitațiilor publice de capacitate
HUF/kWh
Anul de comercializarela licitație și pe piață
Prețul mediu de comercializare la licitație și pe piață
HUF/kWh
Anul 2004
4,7
2004
6,5
Licitația din 17 iunie 2002
Minim: 3,48
Bază: 8,4
Anul 2005
5,4
2005
8,1
Licitația din 9 decembrie 2004
Minim: 4,54
Bază: 8,32
Licitația din 10 iunie 2005
Minim: 4,6
Bază: 8,5
Licitația din 21 iulie 2005
Bază: 9,3
Vârf: 10,42
Anul 2006
9,9
2006
9,1
Licitația din 9 noiembrie 2005
Minim: 6,02
Bază: 9,74
Vârf: 11,76
Licitația din 31 mai 2006
Bază: 11,33
(245)
Din cifrele mai sus reiese că, în 2004, în sectorul concurențial din Ungaria, prețul mediu de comercializare cu ridicata a energiei electrice, în 2004, se situa undeva între 4,7 și 12,76 HUF/kWh. Dintre producătorii care funcționează în cadrul CAEE-urilor doar centrala atomică Paksi și centrala Mátrai au vândut MVM energie electrică la aceste prețuri. Blocul […] al centralei Dunamenti a vândut energie electrică în temeiul CAEE-ului la prețul de […] HUF/kWh, care corespunde prețului maxim ([…]) al pieței libere, valorificând energia electrică la prețul de […] HUF/kWh. Toți ceilalți producători au debitat MVM cu un preț mediu cuprins între 13,86 și 25,46 HUF/kWh. Aceasta înseamnă prețuri mai mari cu 10-100 % decât prețul maxim al pieței libere.
(246)
În 2005, prețurile de comercializare în afara CAEE-urilor analizate variau între 5,4 și 12,91 HUF/kWh. Dintre producătorii care funcționează în cadrul CAEE-urilor, doar centralele Mátrai și Paksi au comercializat energie electrică pe baza CAEE-ului la aceste prețuri. Toți ceilalți producători au vândut energia electrică la un preț mediu cuprins între 13,99 și 25,64 HUF/kWh, pe baza CAEE-urilor. Aceasta înseamnă prețuri mai mari cu 10-100 % decât prețul maxim al pieței libere.
(247)
În 2006, prețurile de comercializare în afara CAEE-urilor analizate variau între 9,1 și 14,27 HUF/kWh. Dintre producătorii care funcționează în cadrul CAEE-urilor doar centralele Mátrai și Paksi au comercializat energie electrică pe baza CAEE-ului lor la aceste prețuri (de fapt, în cazul centralei Paksi, sub prețul minim al pieței libere). Toți ceilalți producători au vândut energia electrică la un preț mediu cuprins între 16,67 și 33,49 HUF/kWh, pe baza CAEE-urilor. Aceasta înseamnă prețuri mai mari cu 15-135 % decât prețul maxim al pieței libere.
(248)
Calculele de mai sus se bazează pe datele prețurilor medii, și anume nu iau în considerare prețuri separate pentru perioadele de minim, de bază și de vârf. Producătorii care, în lipsa CAEE-urilor, și-ar comercializa în mare parte produsele din sarcina de vârf (76) argumentează astfel: prețurile lor nu pot fi comparate cu prețurile pentru sarcina de bază. Comisia recunoaște că, într-adevăr, prețurile energiei electrice din perioada de vârf sunt mai mari de obicei decât cele pentru sarcina de bază. Comparând prețurile cu vânzările pe piața liberă (de exemplu, licitațiile de energie electrică ale MVM), nivelul prețului mediu al produselor din perioada de vârf depășește în mare cu 10-30 % prețul pentru sarcina de bază.
(249)
Dacă se compară însă prețurile perioadei de vârf ale centralei Csepel, blocului F al centralei Dunamenti, precum și […], cu cele obținute la licitațiile publice de capacitate, este evident, de asemenea, că primele sunt mai mari decât prețul plătit pentru orice produs din perioada de vârf la licitații publice de-a lungul perioadei de trei ani. În plus, în rândul producătorilor enumerați în tabelul 11 și care comercializează energie electrică fără CAEE-uri pe piața liberă, mai există unii (de exemplu centrala EMA) care au vândut în special produse pentru perioada de vârf.
(250)
Din comparația de mai sus reiese că, exceptând centralele energetice din Paks și din Mátra, prețurile conform CAEE-urilor producătorilor care funcționează în cadrul unui CAEE au depășit prețurile maxime de pe piața liberă în anii 2004-2006.
(251)
În consecință, Comisia nu este de acord cu argumentele părților interesate privind faptul că prețurile în temeiul CAEE-ului nu au depășit prețurile pieței libere.
(252)
În privința centralelor energetice din Paks și din Mátra, tabelul de mai sus arată că prețurile acestora au rămas sub prețurile maxime ale pieței libere. În ceea ce privește centrala energetică din Mátra, prețurile corespund nivelului maxim al prețurilor de pe piața liberă. Deși prețurile acesteia sunt probabil mai competitive decât majoritatea prețurilor CAEE-urilor, Comisia nu poate afirma că centrala energetică ar fi putut obține cel puțin aceste prețuri în lipsa unui CAEE. Comisia menționează, din acest punct de vedere, că prețurile de comercializare ale blocurilor centralei energetică din Mátra care funcționează fără un CAEE au fost semnificativ mai mici decât prețurile practicate de blocurile care încheiaseră un astfel de contract.
(253)
Pentru Comisie este evident că prețurile care s-au format în sectorul pieței libere (fără CAEE-uri) nu pot fi considerate ca fiind echivalente prețurilor pieței pe care producătorii care funcționează fără CAEE-uri le-ar fi obținut dacă în perioada analizată nu existau CAEE-uri. CAEE-urile, care acoperă aproximativ 60 % din piață, influențează incontestabil prețurile practicate pe celelalte segmente ale pieței. Cu toate acestea, comparația indică cel puțin ordinea de mărime a diferenței dintre prețurile formate în baza CAEE-urilor analizate și cele efectiv atinse fără CAEE-uri.
(254)
Centralele Budapesti Erőmű și Csepel SRL (Csepeli Áramtermelő Kft.) afirmă că CAEE-urile trebuie considerate drept un serviciu de interes economic general, care asigură siguranța aprovizionării cu energie electrică. Potrivit acestora, CAEE-urile întrunesc toate criteriile menționate în hotărârea în cauza Altmark, drept pentru care acestea nu pot fi clasificate ca ajutoare de stat, în sensul articolului 87 alineatul (1) din Tratatul CE.
(255)
Comisia a analizat argumentele și nu este de acord cu acestea din următoarele motive.
(256)
Conform legislației comunitare, statele membre dispun de o anumită competență de decizie pentru a stabili care sunt serviciile pe care le consideră a fi de interes economic general. Este privilegiul statului membru de a stabili domeniul serviciilor de interes economic general, în cadrul indicat de legislația comunitară. Beneficiarii măsurilor de ajutor nu își pot clasifica serviciile proprii drept servicii de interes public.
(257)
Pe durata prezentei proceduri, autoritățile maghiare nu au afirmat niciodată că vreunul dintre producători ar presta servicii de interes economic general și nu au susținut argumentele producătorilor în acest sens.
(258)
De altfel, Comisia a consideră că CAEE-urile nu întrunesc criteriile menționate în hotărârea în cauza Altmark.
(259)
În primul rând, conform hotărârii Altmark, întreprinderea beneficiară este obligată să presteze servicii publice, iar statul membru trebuie să stabilească explicit care sunt obligațiile întreprinderii în ceea ce privește serviciul în cauză.
(260)
Conform legislației maghiare în vigoare în perioada analizată, MVM are obligația de a asigura siguranța aprovizionării. Aceasta este însă o obligație generală, care se referă la faptul că singurul cumpărător de atunci, MVM, trebuia să asigure aprovizionarea energetică necesară pentru a acoperi pe deplin necesarul de energie electrică, fără a impune însă unui producător anume o obligație explicită de a presta servicii de interes economic general.
(261)
Obiectivul referitor la siguranța aprovizionării cu energie are un caracter general. Până la un anumit punct, s-ar putea afirma că fiecare producător din sectorul energetic contribuie la realizarea acestui obiectiv. Părțile interesate nu au depus niciun document oficial din partea autorităților maghiare care ar defini explicit un serviciu de interes economic general sau care ar însărcina un producător (sau producători) concret (concreți) cu prestarea unui astfel de serviciu stabilit.
(262)
În această privință, CAEE-urile sunt asemănătoare: acestea stabilesc obligațiile părților, însă nu definesc niciun serviciu public concret. Faptul în sine că toate cele zece centrale care funcționează în cadrul unui CAEE trebuie să-și contracteze capacitatea către MVM nu înseamnă că acestea au fost desemnate în mod expres să îndeplinească obligații de serviciu public. Această abordare, astfel cum s-a arătat și mai sus, ar conduce la concluzia că întregul sector energetic ar fi de interes economic general. Evident, acest fapt este în contradicție cu interpretarea noțiunii în cauză în legislația comunitară și jurisprudență.
(263)
În prezentul caz, presupusele obligații de serviciu public nu sunt definite cu exactitate și niciun producător nu este obligat să îndeplinească obligații de serviciu public bine definite.
(264)
Părțile interesate evidențiază faptul că CAEE-urile sunt documente care îi însărcinează pe producători cu obligații de serviciu de interes economic general. Cu toate acestea, CAEE-urile nu conțin nicio definiție concretă a serviciului de interes economic general și nu se referă la obligații de acest gen, nici la dispozițiile legale care ar putea servi drept temei juridic pentr a dovedi existența serviciilor de interes economic general pe care statul le-ar fi încredințat altor organizații.
(265)
În deciziile de până acum (77), Comisia a recunoscut că siguranța aprovizionării poate constitui, într-adevăr, un serviciu de interes economic general, luând în considerare restricțiile menționate la articolul 8 alineatul (4) din Directiva 96/92/CE [corespunzând dispozițiilor articolului 11 alineatul (4) din Directiva 2003/54/CE], și anume cu condiția ca producătorii să folosească ca sursă primară combustibili indigeni, într-un procent care să nu depășească, într-un an calendaristic, 15 % din totalul energiei primare folosite la producerea energiei electrice consumate în statul membru respectiv.
(266)
Centrala energetică din Mátra a fost singura care a afirmat că utilizează combustibil indigen. Niciunul dintre ceilalți producători nu a prezentat un asemenea argument. Însă nici centrala energetică din Mátra nu a prezentat vreun document oficial conform căruia autoritățile maghiare ar fi însărcinat-o în mod expres să presteze un serviciu de interes public bine definit.
(267)
Pe baza celor de mai sus, Comisia refuză argumentul potrivit căruia, prin intermediul CAEE-urilor, s-ar presta servicii de interes public în domeniul furnizării de energie electrică.
(268)
Pe de altă parte, indicatorii utilizați pentru calcularea compensației ar fi trebuit să fie definiți mai repede, într-un mod obiectiv și transparent, iar compensația nu trebuie să depășească suma necesară pentru acoperirea totală sau parțială a costurilor rezultate ca urmare a îndeplinirii obligațiilor de serviciu public, luându-se în considerare veniturile provenite din îndeplinirea obligațiilor și marja rezonabilă de profit de pe urma acestora (78).
(269)
În lipsa definiției exacte a serviciilor de interes economic general care trebuie furnizate, mai ales în lipsa delimitării exacte a serviciilor în cauză de activitățile economice obișnuite ale centralelor energetice, este imposibil să se stabilească indicatorii de compensare și/sau să se analizeze dacă compensația nu depășește suma necesară pentru acoperirea costurilor suplimentare rezultate ca urmare a îndeplinirii obligațiilor de serviciu de interes economic general. Nici măcar nu se poate defini cu exactitate corespondentul concret al compensației.
(270)
Definirea prețurilor în temeiul CAEE-urilor pe baza anumitor indicatori nu este echivalentă în niciun caz cu indicatorii exacți utilizați în calcularea compensației serviciilor de interes economic general, întrucât prețul nu este identic cu compensația. În plus, faptul că prețul acoperă exclusiv valoarea majorată cu rata profitului a costurilor necesare pentru producerea energiei nu înseamnă că acesta nu conține o compensație exagerată. Aceasta deoarece multe dintre costurile decontate pentru producerea energiei electrice sunt costuri obișnuite, care ar trebui suportate de către fiecare producător de energie electrică, spre deosebire de costurile suplimentare care provin din îndeplinirea obligațiilor de serviciu de interes economic general.
(271)
În al treilea rând, dacă întreprinderea care îndeplinește obligația de serviciu public nu a fost aleasă prin metoda achiziției publice, atunci valoarea compensației necesare trebuie stabilită prin intermediul analizei costurilor. Aceasta se bazează pe costurile care, pentru a îndeplini obligația de serviciu de interes public, ar fi suportate de orice întreprindere medie care este bine condusă și care dispune de toate mijloacele necesare pentru îndeplinirea serviciului prestat în interesul public, luând în considerare, de asemenea, încasările și profiturile raționale care rezultă din aceasta.
(272)
Dintre zece CAEE-uri, nouă au fost încheiate fără licitație. Deși în cazul centralei electrice din Kispest a avut loc o licitație, nu s-a formulat niciun obiectiv concret privind serviciile de interes economic general. Acest lucru îngreunează chiar și evaluarea privind care parte a activității centralei ar corespunde prestării serviciului de interes public și, în consecință, cât de mare ar fi compensația care să nu depășească suma necesară pentru acoperirea costurilor rezultate din îndeplinirea obligației de serviciu de interes public.
(273)
În afară de aceasta, nici autoritățile maghiare, nici părțile interesate nu au înaintat vreo analiză a costurilor producătorilor interesați, pentru a justifica faptul că, într-adevăr, acestea corespund costurilor suportate de o întreprindere medie.
(274)
În cele din urmă, Comisia menționează că, exceptând centrala electrică din Kispest, toate celelalte CAEE-uri au fost semnate fără licitații.
(275)
Prin urmare, CAEE-urile nu corespund criteriilor menționate în hotărârea în cauza Altmark.
(276)
Părțile interesate argumentează astfel: articolul 86 alineatul (2) din Tratatul CE se poate aplica CAEE-urilor chiar dacă acestea nu corespund criteriilor menționate în hotărârea în cauza Altmark. Punctul 7.7 din prezenta decizie abordează compatibilitatea măsurii cu articolul 86 alineatul (2) din Tratatul CE.
(277)
CAEE-urile au fost încheiate cu o serie de operatori economici. Tabelul 1 de mai sus enumeră întreprinderile în cauză care beneficiază de CAEE-uri.
(278)
Conform argumentației centralei electrice AES-Tisza SRL, CAEE-urile nu sunt selective, întrucât contractele pe termen lung există în întregul sector energetic: între MVM și producători, între MVM și societățile de distribuție, precum și în domeniul importului de energie electrică. Centrala afirmă că, în conformitate cu reglementările maghiare de la acea vreme, majoritatea producătorilor a avut contract cu MVM, respectiv doar centralele electrice care exploatau energie regenerabilă și care produceau energie în cogenerare dispunând de contracte pe termen scurt.
(279)
Autoritățile maghiare afirmă în comentariile privind observațiile părților interesate că centrale energetice importante și blocurile centralelor energetice importante comercializează energie electrică pe piața liberă fără CAEE-uri și fără preluare (de exemplu blocul G1 al centralei energetice Dunamenti, centrala energetică din Vértes, blocurile I-II ale centralei energetice din Mátra).
(280)
Într-adevăr, centrale energetice importante și blocurile centralelor energetice importante funcționează fără CAEE-uri (a se vedea exemplele furnizate de către autoritățile maghiare). Chiar și societatea AES-Tisza SRL dispune de două centrale energetice care nu funcționează în cadrul unor CAEE-uri.
(281)
Comisia menționează în continuare faptul că, dacă un ajutor nu se adresează unui (unor) beneficiar(i) definit (definiți), ci beneficiarii sunt aleși pe baza unui număr dat de criterii obiective, aceasta nu înseamnă că măsura nu reprezintă un avantaj selectiv pentru beneficiari. Procedura de identificare a beneficiarilor nu influențează faptul că măsura reprezintă un ajutor de stat (79).
(282)
În plus, potrivit jurisprudenței Curții, chiar și o măsură care favorizează un întreg sector în raport cu celelalte sectoare economice similare, trebuie considerată drept o măsură care asigură domeniului în cauză un avantaj selectiv (80).
(283)
Pe baza considerațiilor de mai sus, Comisia a ajuns la concluzia că CAEE-urile constituie măsuri selective.
(284)
Comisia trebuie să analizeze dacă CAEE-urile implică un transfer de resurse de stat.
(285)
Principiul fundamental al tuturor CAEE-urilor analizate îl constituie obligația MVM de a achiziționa pe parcursul unei perioade cuprinse între 15-27 de ani capacitatea prestabilită de producător, respectiv cantitatea minimă prestabilită din energia electrică produsă, la un preț care acoperă costurile fixe și suplimentare ale centralei energetice. Din punct de vedere economic, ca urmare a acestei obligații de achiziție, MVM plătește în mod continuu centralelor energetice un preț prestabilit pentru o anumită capacitate (taxa de capacitate), respectiv pentru o anumită cantitate de energie (taxa de energie) pe întreaga durată a contractului. Conform celor prezentate în capitolul 2 de mai sus, unele CAEE-uri prevăd și alte obligații financiare pentru MVM. Transferul continuu al resurselor financiare către producători (și anume plata taxelor amintite) face parte integrantă din fiecare CAEE și se menține pe întreaga durată a contractului. În mod normal, cu cât durata CAEE-ului este mai îndelungată, cu atât mai mare este valoarea totală a resurselor financiare transferate.
(286)
Pentru a stabili dacă resursele transferate de MVM către producători pot fi considerate sau nu resurse de stat, Comisia a evaluat măsura pe baza următoarelor criterii:
(287)
În decizia luată în cazul PreussenElektra, Comisia a analizat mecanismul prin care statul a obligat întreprinderile private să achiziționeze energie de la anumiți producători de energie la un preț stabilit de stat și mai mare decât prețul pieței. Comisia a decis că în cazul respectiv nu este vorba despre utilizarea resurselor publice și, în consecință, nu există ajutor de stat.
(288)
Comisia consideră că sistemul maghiar prezintă diferențe semnificative față de sistemul analizat în decizia menționată mai sus, în primul rând din cauza diversității structurii de proprietate a întreprinderilor supuse obligației de cumpărare.
(289)
Întreprinderea din cazul PreussenElektra pentru care statul a stabilit obligația de cumpărare era o întreprindere privată, spre deosebire de MVM, care este în întregime o întreprindere de stat. Din aceasta rezultă că resursele utilizate sunt resurse evaluate și deținute de o întreprindere de stat.
(290)
În cazul PreussenElektra, urmărind calea banilor de la beneficiar până la sursă, s-a evidențiat faptul că banii nu s-au aflat nicicând sub administrarea directă sau indirectă a statului. Însă, în prezentul caz, însă, banii ajung sub controlul statului, întrucât urmărind calea banilor până la sursă se poate stabili că aceștia au ajuns în administrarea întreprinderii de stat.
(291)
În continuare, Comisia consideră că comportamentul MVM este imputabil statului maghiar. Trebuie adăugat că autoritățile maghiare nu au afirmat în niciun moment pe durata procedurii că CAEE-urile nu ar intra în atribuțiile statului și, prin urmare, nu ar implica alocarea unor resurse de stat.
(292)
Principiul fundamental al CAEE-urilor care impune MVM obligația de achiziție, menită să garanteze rentabilitatea centralelor energetice în cauză, este imputabil statului. Având în vedere că principiul de bază care este normativ pe întreaga durată a CAEE-ului a fost stabilit la încheierea contractelor, Comisia trebuie să analizeze condițiile în care au fost încheiate CAEE-urilor (și anume circumstanțele în care s-a stabilit principiul fundamental în cauză), cu scopul de a clarifica dacă acestea sunt imputabile sau nu statului maghiar.
(293)
În evaluarea chestiunii privind imputabilitatea statului, Comisia a luat în considerare, printre altele, următoarele circumstanțe:
(294)
În perioada în care au fost încheiate CAEE-urile, conform Legii energiei electrice I, MVM avea obligația legală de a asigura siguranța aprovizionării cu energie electrică în Ungaria la cel mai mic preț posibil.
(295)
Aceeași Lege a energiei electrice I a obligat MVM să evalueze cererea de energie electrică și să inițieze pe această bază completarea capacității de producție necesare. MVM a avut obligația de a elabora Planul național de construire a centralelor energetice, care trebuia înaintat spre aprobare Guvernului și Parlamentului.
(296)
Guvernul maghiar și părțile interesate sunt de acord în observațiile acestora că, în perioada în care au fost încheiate, CAEE-urile au reprezentat un instrument definit de guvernul maghiar pentru a asigura siguranța aprovizionării cu energie, respectiv celelalte obiective guvernamentale - precum modernizarea sectorului energetic, acordându-se o atenție specială standardelor de protecție a mediului, precum și restructurarea necesară a sectoarelor de aprovizionare cu energie electrică (83). Astfel cum explica Csepel în observațiile sale: „CAEE-urile trebuie evaluate în conformitate cu ceea ce sunt: parte organică a încercării statului maghiar de a alcătui prin intermediul MVM un portofoliu diversificat de producători, într-o perioadă în care statul nu dispunea de mijloace financiarepentru a realiza acest obiectiv prin forțe proprii.” (84)
(297)
Autoritățile maghiare au informat Comisia (85) că, în cadrul procedurii de privatizare a centralelor energetice, pregătirea semnării CAEE-urilor a început conform Decretului guvernamental nr. 1114/1994 (XII.7). Pe parcursul pregătirii CAEE-urilor și a procedurii de privatizare, a existat o colaborare strânsă între Oficiul Maghiar pentru Energie (autoritatea de reglementare), Ministerul Industriei și Comerțului, Ministerul Finanțelor, Agenția Națională pentru Privatizare, respectiv organismul guvernamental responsabil de privatizare, MVM, precum și mulți alți consultanți internaționali.
(298)
În acest cadru, o parte a reprezentanților organelor menționate mai sus au înființat un comitet de lucru, care a elaborat liniile directoare privind readactarea CAEE-urilor și metodele de stabilire a prețurilor.
(299)
La cererea guvernului maghiar, un cabinet internațional de avocatură a redactat speța universală a contractelor CAEE. Autoritățile maghiare au confirmat că CAEE-urile s-au bazat pe speța universală a contractelor în cauză. Acestea au confirmat, de asemenea, că mecanismele de reglementare a prețului CAEE-urilor s-au bazat pe Decretul guvernamental nr. 1074/1995 (III.4) privind reglementarea prețului energiei electrice. Decretul guvernamental conținea reguli detaliate cu privire la calcularea prețurilor energiei electrice de către autorități. CAEE-urile au preluat formulele și definițiile care apar în decretul guvernamental (86).
(300)
Decizia privind semnarea CAEE-urilor, atât în contextul privatizării, cât și ulterior, a fost luată de Consiliul de administrație al MVM. Membrii Consiliului de administrație sunt aleși de Adunarea generală. Potrivit informațiilor furnizate de către autoritățile maghiare (87), „având în vedere că SC MVM se află în proporție de peste 99 % în proprietatea statului, numirea, alegerea, respectiv revocarea membrilor Consiliului de administrație se face exclusiv în concordanță cu voința statului”.
(301)
Conform Decretului guvernamental nr. 34/1995 (IV.5) privind normele de aplicare a Legii energiei electrice I, MVM era obligat să organizeze o cerere de oferte în termen de nouăzeci de zile de la acceptarea Planului național de construire a centralelor energetice.
(302)
CAEE-ul centralei energetice din Kispest SC a fost semnat în urma licitației, conform procedurii legale de mai jos:
(303)
Directiva comună privind autorizarea înființării centralei energetice și regulile generale în domeniul concurenței au fost publicate în 1997 de către ministerul de specialitate responsabil și Oficiul Maghiar pentru Energie.
(304)
Directiva comună face cunoscute motivele care justifică necesitatea reformării structurii de proprietate, respectiv crearea de noi capacități de producție a energiei electrice. Actul definește clar obiectivele care trebuie urmărite: asigurarea siguranței aprovizionării cu cele mai mici costuri posibile, modernizarea infrastructurii conform standardelor de protecție a mediului, diversificarea surselor de energie primară, crearea unei rețele de centrale energetice mai flexibile care să dispună de rezervele necesare și care să fie capabilă să colaboreze cu celelalte rețele de energie electrică din Europa de Vest. De asemenea, aceasta evidențiază faptul că operarea viitoarei rețele de centrale energetice „va trebui să facă posibilă funcționarea și întreținerea profitabilă, cu modificarea prețurilor efectuată în conformitate cu dispozițiile legii” (88).
(305)
La punctul 2 din directiva comună a ministerului și a Oficiului Maghiar pentru Energie se prevede, de asemenea, că realizarea obiectivelor de mai sus ar trebui să aibă ca rezultat „o rețea modernă de energie electrică, conformă standardelor de protecție a mediului care să asigure colaborarea cu Europa, rentabilitatea costurilor suportate de entitatea autorizată pentru funcționarea eficientă și pentru investițiile justificate, respectiv prețuri care să asigure profitul necesar pentru funcționarea pe termen lung. Dispozițiile de mai sus trebuie îndeplinite astfel încât să asigure […] siguranța aprovizionării cu energie primară, să ofere persoanelor care vor să investească un sentiment de siguranță în legătură cu investiția și rentabilitatea investiției lor, […] și să asigure îndeplinirea intențiilor făcute publice de către guvern”.
(306)
În continuare, directiva comună reglementează procedura de licitație privind crearea capacităților de producție a energiei electrice.
(307)
Propunerea finală pentru stabilirea ofertei câștigătoare a fost prezentată de comisia principală de evaluare. Membrii acesteia sunt reprezentanți ai Ministerului Finanțelor, Ministerului pentru Protecția Mediului, Oficiului Maghiar pentru Energie, MVM și Băncii ERSTE. Decizia finală a fost luată de Consiliul de administrație al MVM. Conform directivei comune, rezultatele oficiale ale licitațiilor trebuiau publicate (exclusiv) în Jurnalul Oficial al Ministerului.
(308)
Legea energiei electrice II a fost elaborată astfel încât existența CAEE-urilor era de la sine înțeleasă. Legea, care în perioada evaluată a reprezentat principalul cadru legislativ pentru funcționarea pieței maghiare de energie, face referire de mai multe ori la obligațiile de achiziție pe termen lung ale MVM.
(309)
Articolul 2 alineatul (5) din Decretul guvernamental nr. 183/2002 (VIII.23.) privind costurile irecuperabile prevede obligația MVM de a iniția renegocierea CAEE-urilor pentru a reduce capacitățile contractate. Astfel, decretul guvernamental obligă MVM să propună modificarea CAEE-urilor.
(310)
Centrala energetică AES-Tisza SRL afirmă în observațiile sale că după perioada de reglementare a prețurilor (și anume ulterior datei de 1 ianuarie 2004, cu excepția noii reglementări de prețuri din anul 2007), prețurile în temeiul CAEE-urilor nu au mai fost de competența statului, ci s-au format ca rezultat al negocierilor dintre centralele energetice și MVM.
(311)
Comisia recunoaște că valoarea exactă a resurselor transferate către beneficiari nu depinde în exclusivitate de clauzele existente în CAEE-uri, care sunt imputabile statului, ci și de negocierile periodice bilaterale purtate între MVM și producători. Într-adevăr, CAEE-urile oferă părților o anumită libertate de mișcare, în ceea ce privește stabilirea cantității de energie electrică efectiv achiziționată de către MVM, respectiv - mai ales în ceea ce privește taxa de capacitate - acele elemente componente ale prețurilor care, astfel cum s-a menționat la considerentul 356, depind de numeroși factori și necesită rectificări periodice. În același timp, negocierile privind cantitatea de energie electrică achiziționată nu pot conduce niciodată la o cantitate mai mică decât nivelul de preluare minimă garantată care a fost stabilit prin CAEE-uri. De asemenea, negocierea prețurilor nu se poate realiza decât în cadrul mecanismelor de stabilire a prețurilor din CAEE-uri și care sunt imputabile statului. Prin urmare, negocierile de prețuri nu pot contesta obligația de cumpărare la un preț care acoperă costurile justificate și asigură profitul necesar pentru funcționarea centralei energetice.
(312)
Pe lângă aceasta - independent de negocierile periodice dintre MVM și producători - transferul de resurse de stat în favoarea beneficiarilor rezultă din faptul că CAEE-urile prevăd contractarea celei mai mari părți din capacitatea centralelor energetice în schimbul contravalorii acesteia.
(313)
În observațiile lor (89), majoritatea părților interesate au fost de acord că au respectat principalele mecanisme de reglementare a prețurilor, atunci când au aplicat cele mai importante formule și definiții ale prețurilor conform CAEE-urilor după 1 ianuarie 2004. Centrala energetică […] (90) SC arată atât în observațiile menționate de mai sus, cât și în observațiile sale privind decizia de deschidere a procedurii, că negocierile privind prețurile au „clarificat” aplicarea formulelor de prețuri și au „explicat” conținutul acestora (91). Aceasta recunoaște că CAEE-urile se bazează pe costuri și acoperă costurile justificate, luând în considerare, încă de la început, metoda de calculare a prețuriloraplicată în decretele privind prețurile.
(314)
Centrala energetică […] SC susține, în plus, că formula de preț care apare în modificarea anuală […] a CAEE-urilor se bazează tot pe decretele guvernamentale: „formula care apare în modificările din anul […] referitoare la calcularea taxei de disponibilitate (anexa […] alineatul […]) corespunde celei care stabilește taxa maximă de disponibilitate și de energie în decretele aplicabile” (în nota de subsol se face referire la Decretele guvernamentale nr. 55/1996/IKIM și nr. 46/2000/GM, respectiv la ultimul act normativ aplicat înainte de 1 ianuarie 2004, Decretul guvernamental nr. 60/2002/GKM).
(315)
Din cele de mai sus reiese că nici negocierile de prețuri, nici modificările CAEE-urilor nu au adus atingere principiilor de bază ale CAEE-urilor, care au fost stabilite în circumstanțele descrise mai sus la încheierea contractelor în cauză. Principiul este același și astăzi, baza CAEE-urilor fiind obligația de cumpărare care asigură rentabilitatea investițiilor.
(316)
Din cele menționate mai sus reiese că obligația de cumpărare a MVM față de producătorii de energie electrică - care se bazează pe principiul acoperirii costurilor fixe și suplimentare justificate - intră în atribuțiile statului maghiar.
(317)
În plus, conform jurisprudenței, o măsură este considerată drept ajutor de stat nu doar atunci când aceasta oferă întreprinderilor un avantaj prin mobilizarea directă și clară a resurselor de stat, ci și atunci când, în cazul îndeplinirii anumitor condiții în viitor, autoritățile sunt obligate să suporte costuri suplimentare care ar fi putut fi evitate în lipsa avantajului (92). În 2004 era evident că MVM va trebui să suporte o cheltuială de acest tip în cazul în care producătorii de energie electrică și importatorii vor oferi prețuri mai mici decât cele prevăzute în CAEE-uri, care ar determina MVM să-și modifice portofoliul de furnizori de energie electrică și, în consecință, să micșoreze cantitatea cumpărată de la producătorii de energie electrică care funcționează în cadrul CAEE-ului, respectiv să obțină micșorarea prețurilor. Însă, conform obligațiilor menționate în CAEE-uri, MVM poate avea o astfel de opțiune, întrucât - astfel cum s-a prezentat mai sus - aceasta nu poate reduce cantitatea cumpărată de la producătorii de energie electrică care funcționează în cadrul unui CAEE sub un nivel minim (cantitatea preluată garantată) și nici nu poate negocia prețurile pe baza ofertelor alternative din partea producătorilor concurenți, ci este condiționată de mecanismele de reglementare a prețurilor pe baza costurilor, astfel cum sunt prevăzute în CAEE-uri. Pe baza acestui fapt, precum și pe baza celor prezentate la considerentele 315-316, Comisia a ajuns la concluzia că există condițiile de transferare a resurselor de stat începând de la 1 mai 2004 și că acestea vor exista pe întreaga perioadă de valabilitate a CAEE-urilor, indiferent de circumstanțele concrete ale pieței, întrucât CAEE-urile nu permit MVM să opteze pentru reducerea la minim a valorii resurselor întrebuințate în vederea achiziționării energiei electrice necesare pentru acoperirea nevoilor sale.
(318)
Din cele de mai sus rezultă că CAEE-urile conduc la un transfer de resurse de stat.
(319)
Piața energiei electrice a devenit o piață liberă, iar curentul electric se comercializează între statele membre, mai ales de la intrarea în vigoare a Directivei nr. 96/92/CE a Parlamentului și Consiliului European din 19 decembrie 1996 privind normele comune pentru piața internă de energie electrică (93).
(320)
În consecință, dispozițiile care asigură un avantaj pentru unii producători din sectorul energetic dintr-un stat membru pot reprezenta un impediment pentru exportul de energie electrică realizat de către întreprinderile altor state membre în statul membru în cauză, respectiv pot stimula exportul de energie electrică din statul membru în cauză către celelalte state membre. Acest fapt este valabil mai ales în cazul Ungariei, întrucât datorită poziționării georgrafice în centrul Europei, aceasta se conectează sau se va putea conecta cu ușurință la rețeaua statelor membre actuale sau viitoare.
(321)
Acest fapt este valabil în special în cazul Ungariei, care este situată geografic în centrul Europei, iar dintre cele șapte țări vecine ale acesteia, patru sunt state membre ale Uniunii Europene. Ungaria are rețele de conexiune cu Slovacia, Austria și România, dintre statele membre ale Uniunii. În 2004, Ungaria a importat aproximativ 14 000 GWh și a exportat 6 300 GWh. Începând din 2005, importul a crescut la peste 15 000 GWh, iar exportul s-a situat între 8 000 și 10 000 GWh.
(322)
În anii după aderarea Ungariei la Uniunea Europeană, aproximativ 60 % din capacitatea de producție din Ungaria făcea obiectul CAEE-urilor. CAEE-urile expiră între sfârșitul anului 2010 și sfârșitul anului 2024. Condițiile prezentate mai sus cu privire la obligația de cumpărare a MVM vor rămâne neschimbate până la expirarea contractelor.
(323)
Primul pas către deschiderea pieței din Ungaria s-a făcut la 1 iulie 2004, când majoritatea consumatorilor non-casnici au fost autorizați să acceadă la piața liberă. Începând cu data de 1 ianuarie 2008 sectorul de utilitate publică și-a încetat existența, majoritatea consumatorilor devenind „autorizați”.
(324)
Cu toate acestea, cea mai mare parte a consumatorilor autorizați nu a ales sectorul de piață liberă după deschiderea pieței în 2004. Oficiul Concurenței, în analiza sectorială privind piața maghiară de energie electrică (94), a ajuns la concluzia clară că lipsa de capacități concurente se datorează faptului că majoritatea capacității este contractată prin CAEE-uri și reprezintă un obstacol major pentru pătrunderea pe piața concurențială. Prin CAEE-uri, aproximativ 60 % din capacitatea produsă în Ungaria se conectează la sectorul de utilitate publică, exclusiv prin MVM, și, în realitate, doar capacitatea rămasă poate concura pentru consumatori noi.
(325)
Capacitățile contractate, și anume cantitățile garantate pentru o perioadă atât de îndelungată, reprezintă, de asemenea, un impediment pentru producătorii noi care intenționează să intre pe piață, întrucât 60 % din capacitatea totală este conectată la o singură întreprindere - care oferă o garanție de cumpărare (fiind în proprietatea statului).
(326)
Din acest punct de vedere, Comisia a luat în considerare analiza în domeniu a Oficiului Maghiar al Concurenței, care stabilește clar că CAEE-urile conduc la închiderea pieței, din cauza faptului că limitează posibilitatea consumatorilor autorizați să schimbe efectiv furnizorul și împiedică potențialii comercianți cu ridicata să intre pe piață (95).
(327)
În plus, lipsa capacităților disponibile în afara CAEE-urilor conduce la creșterea prețurilor de pe piața concurențială. Cantitatea însemnată de capacitate și energie electrică care a fost contractată în cadrul CAEE-urilor influențează și prețurile de pe piața liberă.
(328)
Conform analizei cantitative (96) realizate de Centrul regional de cercetare în domeniul politicii energetice privind efectul CAEE-urilor asupra prețurilor energiei electrice în comerțul cu ridicata din Ungaria, CAEE-urile conduc la prețuri de vânzare cu ridicata mai mari decât cele care ar fi fost accesibile în absența CAEE-urilor. Studiul afirmă că, într-un plan mai general, CAEE-urile sunt unul dintre factorii principali din cauza cărora se constituie o structură de piață care „este incompatibilă cu principiile de funcționare a pieței concurențiale” (97). De altfel, studiul propune rezilierea CAEE-urilor drept soluție pentru asigurarea concurenței libere pe piața maghiară a comerțului cu ridicata de energie electrică.
(329)
Analiza în domeniu (98) efectuată în sectorul energetic de către Comisie se oprește, de asemenea, asupra efectului exercitat de CAEE-uri asupra concurenței și a schimbului. Comisia constată la considerentele 467-473 că „contractele de achizițe de energie electrică pe termen lung (CAEE-uri) sunt, de asemenea, în măsură să influențeze cantitățile de energie electrică care circulă în mod regulat pe piața comerțului cu ridicata”. Documentul constată în legătură cu CAEE-urile din Polonia că acestea „pot reprezenta un obstacol major în calea evoluției pieței poloneze de comerț cu ridicata”. Analiza continuă după cum urmează: „În Ungaria se regăsește o situație asemănătoare, în care Magyar Villamos Művek Zrt (MVM), comerciantul cu ridicata din sectorul de utilitate publică achiziționează prin CAEE-uri pe termen lung energie electrică, care este comercializată ulterior către distribuitorul local. CAEE-urile maghiare, care acoperă mare parte din necesarul de energie electrică al statului membru, pot avea asupra comerțului cu ridicata un efect similar, sau și mai important, decât cel prezentat mai sus în legătură cu piața poloneză de comerț cu ridicata.”
(330)
În majoritatea studiilor amintite s-a ajuns la concluzia că CAEE-urile denaturează concurența și ar putea afecta schimburile comerciale între statele membre.
(331)
Părțile interesate afirmă că nu este adevărat că lipsa de capacități disponibile ar conduce la denaturarea concurenței, întrucât licitațiile de capacitate ale MVM dovedesc că întreprinderea nu a fost capabilă să comercializeze nici măcar produsele energetice oferite.
(332)
Comparația (99) între cantitatea oferită și produsele licitate cu succes arată însă că, aproape la toate licitațiile, MVM a comercializat majoritatea produselor oferite. Mai mult, în majoritatea cazurilor, aceasta a comercializat și cele 10 % din produsele energetice a căror oferire era permisă de lege.
(333)
Părțile interesate au subliniat în observațiile acestora că numeroase alte elemente au afectat schimburile comerciale și au influențat dezvoltarea concurenței libere pe piața maghiară de energie electrică comercializată cu ridicata. Desigur, Comisia este de acord că CAEE-urile nu reprezintă singurul factor care influențează concurența și schimburile comerciale. Toate studiile amintite mai sus admit că un număr mare de alți factori (legislația, accesul limitat la capacitățile transfrontaliere, influența semnificativă a formării prețurilor pe piețele internaționale de energie etc.) exercită un efect asupra succesului liberalizării pieței, respectiv asupra nivelului prețurilor reale. În același timp, majoritatea studiilor prezentate Comisiei sau care s-au aflat la dispoziția acesteia pe durata evaluării - cu excepția studiului comandat și prezentat de către centrala energetică AES-Tisza SRL (100) - recunosc clar că CAEE-urile afectează concurența și schimburile comerciale.
(334)
Capacitățile contractate prin CAEE-uri, preluarea garantată și mecanismele de stabilire a prețului protejează centralele energetice, pe întreaga durată a contractului, de riscurile comerciale aferente funcționării acestora. Astfel cum s-a arătat mai sus la considerentul 211, fluctuația costurilor de producție a energiei electrice - mai ales costurile de combustibil -, modificările prețurilor energiei electrice care trebuie plătite de către consumatorii finali, precum și neregularitatea necesarului de energie electrică al consumatorilor finali, reprezintă astfel de riscuri. Având în vedere faptul că acestea sunt riscuri normale, pe care producătorii de energie electrică care funcționează fără CAEE-uri trebuie să le suporte, CAEE-urile împiedică formarea condițiilor concurențiale de egalitate între producători și denaturează concurența bazată pe merit.
(335)
Comisia a constatat că centralele energetice care fac obiectul unor CAEE-uri aparțin unor mari grupuri internaționale, care sunt prezente în multe alte state membre. Măsura, care oferă un avantaj concurențial întreprinderilor în cauză, afectează, fără îndoială, schimburile comerciale și poate denatura concurența pe piața comună.
(336)
Majoritatea părților interesate analizează criteriile efectului asupra schimburilor comerciale și criteriile denaturării concurenței referindu-se la împrejurările caracteristice pieței existente în perioada în care au fost încheiate CAEE-urile sau cel puțin în perioada anterioară aderării Ungariei la Uniunea Europeană. Comisia nu poate accepta această abordare și face referire în acest sens la considerentele 156-172.
(337)
Unele părți interesate afirmă că CAEE-ul acestora, analizat individual, nu produce niciun efect asupra schimburilor comerciale, întrucât capacitatea de producție a centralei în cauză este redusă, raportat la capacitatea totală a țării. Întrucât principiul fiecărui CAEE este identic (obligația de achiziție a unei cantități minime din energia electrică produsă, contractarea capacităților de producție, preț care acoperă costurile fixe și suplimentare justificate pe o perioadă de 15-27 de ani), fiecare CAEE are un efect asupra pieței. În același timp, prezența colectivă a zece CAEE-uri pe piața maghiară multiplică în mod logic acest efect. Efectul amintit este cu atât mai intens, cu cât mai multe capacități sunt acoperite de CAEE-uri.
(338)
Prin urmare, Comisia stabilește că dispozițiile CAEE-urilor prezentate mai sus exercită un efect asupra schimburilor comerciale și pot denatura concurența.
(339)
La punctul 3.1 din decizia de deschidere a procedurii, Comisia și-a exprimat îndoiala privind carcaterul de ajutor de stat al CAEE-ului centralei atomice din Paks, având în vedere diferențele semnificative față de celelalte CAEE-uri. Cu toate acestea, în urma examinării, Comisia a ajuns la concluzia că evaluarea de mai sus a criteriilor ajutorului de stat se aplică și în cazul CAEE-ului centralei atomice din Paks, întrucât dispozițiile relevante ale CAEE-ului în cauză corespund principiilor celorlalte CAEE-uri. Caracteristica particulară relevantă a CAEE-ului în cauză a fost prezentată în această decizie în cadrul analizei criteriului menționat anterior.
(340)
Pe baza analizei de mai sus, Comisia consideră că cele mai importante condiții ale obligației de achiziție prevăzute prin CAEE-uri pot fi clasificate drept ajutor de stat în sensul articolului 87 alineatul (1) din Tratatul CE, acestea fiind: contractarea capacității și preluarea garantată de către MVM, cu punerea unor condiții al căror obiectiv este de a asigura rentabilitatea investițiilor centralei energetice, aceasta fiind scutită de riscul comercial de funcționare. Ajutorul de stat este rezultatul utilizării simultane a contractării capacității, a preluării minime garantate, a mecanismului de stabilire a prețului bazat pe taxa de capacitate și de energie pentru acoperirea costurilor fixe, suplimentare și de capital, respectiv a termenului îndelungat, care depășește practica obișnuită a pieței.
7.4. Aplicarea CAEE-urilor după aderare
(341)
Părțile interesate argumentează că Comisia nu are dreptul să revizuiască măsurile care au fost luate în mod legal înainte de aderarea la Uniunea Europeană. Aceasta ar fi în concordanță cu principiul general al interdicției reglementării retroactive.
(342)
Comisia nu este de acord cu acest argument. De la data aderării, acquis-ul comunitar se aplică tuturor măsurilor, indiferent dacă acestea erau anterior legale, conform reglementărilor naționale. Anexa IV la Actul de aderare prevede norme speciale privind măsurile de acordare a ajutorului de stat, care trebuie aplicate chiar și în cazul în care măsurile în cauză au fost aprobate în temeiul reglementărilor naționale aplicabile înainte de aderare.
(343)
Capitolul 3 punctul (1) din anexa IV la Actul de aderare clasifică exclusiv următoarele trei categorii de măsuri drept ajutoare existente: (i) măsuri de ajutor puse în aplicare înainte de 10 decembrie 1994; (ii) măsuri de ajutor care - după evaluarea Comisiei - au fost enumerate în anexă; (iii) măsuri de ajutor care au fost aprobate de Comisie în cadrul așa-numitlui „mecanism provizoriu”. Fiecare măsură aplicată după aderare, care este considerată ajutor de stat și care nu se încadrează în niciuna din cele trei categorii, trebuie considerată drept ajutor nou ulterior aderării; prin urmare, Comisia este pe deplin împuternicită să interzică măsurile respective, în cazul în care acestea nu sunt compatibile cu piața comună. Aplicarea normelor privind ajutoarele de stat în cazul efectelor viitoare ale măsurilor aplicabile și după aderare, nu înseamnă aplicarea retroactivă a normelor UE privind ajutoarele de stat și are loc exclusiv pe baza abilitării în temeiul Actului de aderare.
(344)
Capitolul 3 punctul (2) din anexa IV la Actul de aderare definește „mecanismul provizoriu”. Acesta reprezintă cadrul juridic pentru evaluarea schemelor de ajutor și a ajutoarelor individuale care intră în vigoare înainte de aderare și care sunt aplicabile după aderare în noile state membre.
(345)
Părțile interesate argumentează că - dat fiind faptul că normele comunitare privind acordarea ajutoarelor de stat se aplică doar începând de la data aderării, după aderare pot fi definite ca aplicabile doar măsurile care asigură avantaje suplimentare. Conform argumentării părților interesate, CAEE-urile nu au creat avantaje suplimentare după aderare, întrucât formula de prețuri a fost definită înainte de aderare și, în consecință, angajamentul financiar al statului era cunoscut în totalitate înainte de aderare.
(346)
Comisia face următoarele observații. CAEE-urile expiră în perioada 2010-2024, deci după aderare. Doar în circumstanțe extraordinare Comisia a decis ca o măsură de ajutor care rămâne în vigoare după aderare să nu fie clasificată drept măsură aplicabilă după aderare, în sensul Actului de aderare. Însă, această practică excepțională - potrivit principiilor generale ale interpretării juridice a excepțiilor - trebuie interpretată într-un sens restrâns pentru a evita ieșirea de sub controlul Comisiei - exercitat asupra ajutoarelor de stat - a măsurilor care, conform voinței semnatarilor Actului de aderare, trebuie să facă obiectul unui astfel de control.
(347)
Din acest punct de vedere, în practica sa decizională de până acum (101), Comisia a considerat, într-adevăr, că, în conformitate cu anexa IV la Actul de aderare, se clasifică drept aplicabile după aderare măsurile de ajutor în cazul cărora nu se cunoștea nivelul exact al angajamentului financiar al statului înainte de aderare.
(348)
CAEE-urile nu definesc nivelul maxim al angajamentului financiar al statului, iar nivelul exact al acestuia pe întreaga durată a CAEE-urilor nu a fost calculabil cu exactitate înainte de aderare.
(349)
Dimpotrivă, nivelul angajamentului financiar al statului în temeiul CAEE-urilor depinde de indicatori a căror evoluție viitoare era necunoscută la momentul aderării. CAEE-urile garantează în continuare producătorilor protecție împotriva fluctuațiilor costurilor legate de evenimente din viitor și nu dinaintea aderării, fiind, prin urmare, necunoscute la data aderării.
(350)
Următoarele circumstanțe, în special, susțin faptul că, la momentul aderării, nivelul angajamentului statului în cadrul CAEE-urilor era necunoscut și că CAEE-urile impun obligații suplimentare statului, chiar și după aderare.
(351)
În primul rând, CAEE-urile nu definesc prețul exact pentru care producătorii își vor comercializa energia către MVM. Calcularea prețurilor este rezultatul calculelor bazate pe formule alcătuite din indicatori care pot fluctua în mai multe moduri imprevizibile.
(352)
Formula de preț a CAEE-urilor conține taxa de punere la dispoziție (și anume taxa de capacitate) și taxa de energie, la care, în funcție de producător, se adaugă diferite taxe suplimentare.
(353)
Formula nu definește decât costurile și taxele acceptabile conform unor categorii de taxe, stabilind în continuare importanța categoriei de taxe în cauză în stabilirea prețului.
(354)
Producătorii înșiși și MVM au recunoscut în observațiile acestora că conținutul exact al anumitor categorii de taxe trebuie încă clarificat în cadrul negocierilor cu MVM.
(355)
Multe dintre categoriile de costuri recunoscute în CAEE-uri sunt fluctuante și nu puteau fi cunoscute cu exactitate înainte de aderare. De exemplu:
(356)
Taxa de capacitate
Această categorie de taxe ia în considerare atât capacitatea garantată, cât și capacitatea solicitată în realitate de către MVM. Printre altele, aceasta depinde de planificarea anuală, lunară și săptămânală. Fiecare CAEE se referă la regulile planificării periodice, respectiv prețul final exact depinde, în fiecare CAEE, de planurile anuale, lunare și săptămânale. Se înțelege de la sine că aceste categorii de costuri nu pot fi definite în avans. De exemplu, părțile pot aloca în planurile lor un surplus de capacitate pentru o perioadă dată. Prețul total plătit de către MVM depinde, desigur, și de alți factori - de exemplu de vreme - care influențează cererea de energie electrică.
Chiar și rata de schimb a forintului maghiar influențează această categorie de costuri.
(357)
Taxa de energie
Această categorie de costuri este definită în primul rând de costurile de combustibil. Fluctuația costurilor în cauză urmărește reguli ale pieței pe care părțile nu le pot controla. CAEE-urile nu stabilesc nicio limită maximă concretă privind fluctuația prețului la combustibil în viitor.
Suma exactă care trebuie plătită pentru o perioadă dată ca taxă de energie poate fi influențată, desigur, de cantitatea exactă de energie vândută MVM. Iar acesta din urmă nu poate fi calculată decât ulterior.
(358)
Taxe suplimentare (în cazul în care sunt aplicabile)
Unele CAEE-uri prevăd taxe suplimentare pentru capacitățile contractate și care, ulterior, nu au fost utilizate. Evident, nici suma exactă a acestora nu poate fi definită în prealabil.
(359)
Sistemul bonus/malus există în majoritatea CAEE-urilor, pe baza acestuia producătorii având dreptul la un adaos la preț în cazul în care, de exemplu, în perioadele de vârf se exploatează capacități suplimentare sau se produce mai multă energie decât este prevăzut în CAEE. În schimb, sistemul determină reducerea prețului în cazul în care producătorul oferă o capacitate inferioară în raport cu ce se prevede în CAEE, respectiv în planul anual/lunar.
(360)
Aceste calcule - asemănător celor enumerate mai sus - se bazează pe planuri de exploatare periodice, depinzând, de asemenea, de comportamentul producătorului. În nici un caz, acestea nu pot fi stabilite în avans.
(361)
Cele de mai sus evidențiază că, în cazul contractelor cu un termen de 15-27 de ani, nu se poate stabili prețul final de achiziție a energiei electrice. Prețul exact depinde de planurile de producție periodice, fiind influențat, de asemenea, de evoluția cererii de energie, de atitudinea părților contractante, de prețurile combustibilului etc.
(362)
Deși nu toate argumentele prezentate se referă la toate CAEE-urile (întrucât categoriile de costuri acceptabile diferă, în oarecare măsură, în funcție de înțelegerile individuale), fiecare CAEE conține elemente componente ale prețului care nu pot fi definite cu exactitate în avans.
(363)
Pe această bază, Comisia consideră că existența formulelor de stabilire a prețului nu delimitează în mod corespunzător angajamentul financiar al statului. Faptul că formula este alcătuită din numeroși indicatori fluctuanți face imposibilă definirea suficient de exactă a nivelului angajamentului financiar al statului în viitor.
(364)
Pe lângă acestea, trebuie notat că angajamentul financiar al MVM care rezultă din CAEE-uri depinde în mare parte și de cerere. Aceasta deoarece obligația financiară în cauză este egală cu diferența dintre prețul de achiziție în temeiul CAEE-urilor și încasările din energia comercializată de către MVM. Iar prețul la care MVM comercializează energia nu poate fi definit în avans. Acesta este influențat de încasările obținute din comercializarea în cadrul înțelegerilor încheiate cu distribuitorii regionali, precum și de rezultatul licitațiilor, al licitațiilor de capacitate sau al vânzărilor pe „piață”. Prețurile sunt influențate de reglementările periodice ale prețurilor de către autorități, precum și de fluctuația cererii de pe piață. Această situație mărește în continuare carcacterul imprevizibil al angajamentului financiar al statului în temeiul CAEE-urilor. În plus, este posibil ca cantitățile de preluare garantate acoperite prin CAEE-uri să depășească din ce în ce mai mult necesitățile reale ale MVM, mai ales în urma liberalizării întregii piețe de energie, din ianuarie 2008. Surplusul de energie poate mări în continuare costurile necunoscute, nivelul exact al angajamentului statului în temeiul CAEE-urilor devenind astfel și mai imprevizibil.
(365)
Din cele de mai sus rezultă că efectuarea de către MVM a plăților în favoarea producătorilor de energie electrică după aderare nu reprezintă o simplă achitare a tranșelor de plată în limita unei sume stabilite înainte de aderare.
(366)
Prin urmare, CAEE-urile examinate în prezenta decizie constituie măsuri care se aplică după aderare, în sensul capitolului 3 din anexa IV la Actul de aderare.
7.5. CAEE-ul ca „ajutor nou”, în opoziție cu „ajutor existent”
(367)
Conform capitolului 3 din anexa IV la Actul de aderare „în cazul în care Comisia nu obiectează cu privire la măsura de ajutor existentă, în temeiul unor rezerve serioase în ceea ce privește compatibilitatea măsurii cu piața comună, în termen de 3 luni de la primirea informațiilor complete cu privire la această măsură sau de la primirea declarației noului stat membru prin care acesta informează Comisia că informațiile furnizate sunt complete, deoarece informațiile adiționale cerute nu sunt disponibile sau au fost deja furnizate, se consideră că nu s-a ridicat nicio obiecție din partea Comisiei.”
(368)
În temeiul acestui articol, unele părți interesate argumentează că, în urma notificării Ungariei din 31 martie 2004, Comisia a depășit termenul de trei luni și, prin urmare, a aprobat tacit măsura în cadrul procedurii interimare.
(369)
În această privință, Comisia atrage atenția asupra faptului că subiectul notificării din 31 martie 2004 prezentate în cadrul procedurii interimare îl constituie decretul guvernamental privind compensația oferită MVM, și nu CAEE-urile. Ungaria a retras notificarea, iar Comisia a inițiat ulterior un caz nou referitor la CAEE-uri, cu numărul de înregistrare „NN” (a se vedea și capitolul 1 de mai sus).
(370)
De asemenea, trebuie să se remarce faptul că - astfel cum arată și tabelul de mai jos - Comisia nu a depășit termenul de trei luni invocat de părțile interesate:
Eveniment
Data
Perioada dintre notificarea informației și luarea măsurilor
Notificarea din partea Ungariei
31.3.2004
Întrebările Comisiei
29.4.2004
29 de zile
Răspunsurile Ungariei
4.6.2004
Întrebările Comisiei
10.8.2004
2 luni și 6 zile
Răspunsurile Ungariei
21.10.2004
Întrebările Comisiei
17.1.2005
2 luni și 27 de zile
Răspunsurile Ungariei
7.4.2005
Ungaria retrage notificarea
15.4.2005
8 zile
(371)
De asemenea, în afară corespondenței scrise de mai sus, au avut loc întâlniri între Comisie și autoritățile maghiare la 15 iulie 2004, 30 noiembrie 2004 și, respectiv, 12 ianuarie 2005.
(372)
În ceea ce privește procedura care face obiectul prezentei decizii, Comisia va analiza în continuare dacă, în conformitate cu dispozițiile Actului de aderare și ale Regulamentului de procedură, CAEE-urile constituie ajutoare existente sau ajutoare noi.
(373)
Conform capitolului 3 din anexa IV la Actul de aderare, toate măsurile puse în aplicare înainte de aderare și aplicabile în continuare după aderare, care constituie ajutor de stat și nu corespund niciuneia dintre categoriile de ajutoare existente enumerate mai jos, sunt considerate, după aderare, drept un ajutor nou, în sensul articolului 88 alineatul (3) din Tratatul CE.
(374)
CAEE-urile analizate în prezenta decizie au intrat în vigoare între 1995-2001, respectiv înaintea aderării Ungariei la Uniunea Europeană (1 mai 2004). Prezenta decizie vizează doar CAEE-urile care erau în vigoare la data aderării. Aceasta nu vizează niciun CAEE care a fost reziliat înainte de data în cauză. Măsura, din toate motivele menționate la punctul 7.4, este aplicabilă după aderare, în sensul Actului de aderare.
(375)
În Actul de aderare sunt prevăzute următoarele trei categorii de ajutoare existente:
1.
Măsurile de ajutor puse în aplicare înainte de 10 decembrie 1994.
Majoritatea CAEE-urilor au fost încheiate și au intrat în vigoare după data de 10 decembrie 1994.
2.
Măsurile de ajutor enumerate în apendicele la prezenta anexă.
Nici CAEE-urile în general, nici CAEE-uri individuale nu apar în apendicele redactat conform capitolului 3 alineatul (1) litera (b) din anexa IV la Actul de aderare, conținând lista măsurilor de ajutor existente.
3.
Măsuri de ajutor care, înainte de data aderării, au fost evaluate de autoritatea de control a ajutorului de stat din noul stat membru și au fost considerate compatibile cu acquis-ul comunitar și față de care Comisia nu a ridicat nicio obiecție în temeiul unor rezerve serioase privind compatibilitatea măsurii cu piața comună, în conformitate cu procedura stabilită la alineatul (2), așa-numita procedură interimară [a se vedea capitolul 3 alineatul (2) din anexa IV la Actul de aderare].
Niciun CAEE nu a fost notificat Comisiei în cadrul așa-numitei proceduri interimare.
(376)
Având în vedere faptul că CAEE-urile nu aparțin niciunei categorii de ajutoare existente enumerate în Actul de aderare, prin urmare, acestea sunt considerate drept ajutoare noi după aderare.
(377)
De asemenea, Comisia atrage atenția asupra faptului că această clasificare a CAEE-urilor coincide cu condiția menționată la articolul 1 litera (b) punctul (v) ultima teză din Regulamentul de procedură. Dispoziția prevede că, în cazul în care măsuri existente devin ajutor de stat în urma liberalizării conform legislației comunitare (în prezentul caz, după intrarea în vigoare a Directivei 96/92/CE privind normele comune pentru piața internă de energie electrică, ceea ce în Ungaria s-a întâmplat la data aderării), atunci măsurile în cauză nu mai pot fi considerate ajutoare existente după data liberalizării, trebuind tratate drept ajutoare noi.
(378)
Centrala energetică din Budapesta afirmă că articolul 1 litera (b) punctul (v) ultima teză din Regulamentul de procedură nu se aplică. Aceasta face referire la hotărârea (102) în cauza Alzetta Mauro și afirmă că ajutorul care a fost acordat pe o piață fără concurență înainte de liberalizare se clasifică după data liberalizării drept ajutor existent.
(379)
Comisia nu poate accepta acest argument. Astfel cum s-a arătat mai sus, potrivit punctului de vedere a Comisiei, obiectivul dispozițiilor Actului de aderare cu privire la ajutoarele de stat este tocmai de a asigura supravegherea de către Comisie a fiecărei măsuri care după data aderării ar putea denatura concurența dintre statele membre. Spre deosebire de Tratatele de aderare încheiate înainte de 1 mai 2004, Actul de aderare intrat în vigoare la 1 mai 2004 urmărește să limiteze categoriile de măsuri considerate a fi ajutoare existente la cele trei cazuri specifice, descrise mai sus. Hotărârea în cauza Alzetta Mauro nu se referă la măsuri care se încadrează în domeniul de aplicare a Actului de aderare, drept pentru care nu poate fi viza CAEE-urile care fac obiectul evaluării. În plus, hotărârea în cauza Alzetta Mauro se referă la situația anterioară intrării în vigoare a Regulamentului (CE) nr. 659/1999.
(380)
Centrala energetică din Budapesta afirmă că articolul 1 litera (b) punctul (v) nu se poate aplica măsurilor de ajutor individual „întrucât acesta nu face referire în mod special la măsurile de ajutor individual”. Comisia a respins acest argument. Nu există niciun motiv pentru care referirea la „acordarea ajutorului”, respectiv „anumite măsuri” să nu poată face trimitere, în același timp, la ajutoarele individuale și la schemele de ajutor. Articolul 4 din Regulamentul (CE) nr. 659/1999 se referă în mod constant la „măsurile” notificate, însă Comisia presupune că partea interesată nu ar considera că articolul 4 reglementează exclusiv analizarea preliminară a schemelor de ajutor notificate.
(381)
În concluzie, în baza Actului de aderare și a Regulamentului de procedură, Comisia consideră că CAEE-urile constituie ajutoare noi.
7.6. Comisia nu poate abroga contracte de drept civil valabil încheiate („pacta sunt servanda”) - Incertitudine juridică - Proporționalitate
(382)
Din acest punct de vedere, Comisia dorește să ia poziție în legătură cu observațiile prezentate de părțile interesate potrivit cărora Comisia nu poate anula contracte de drept civil, întrucât, potrivit părților interesate, acest fapt ar fi contrar dispozițiilor Tratatului CE privind ajutoarele de stat și ar încălca principiul certitudinii juridice și cerința de proporționalitate.
(383)
Comisia respinge acest argument. Din perspectiva ajutoarelor de stat, forma ajutorului (în cazul CAEE-urilor, contractul de drept civil) nu are importanță, deoarece, din perspectiva Comisiei, contează doar efectul măsurii. În cazul în care, ca urmare a dispozițiilor unui contract de drept civil rezultă un ajutor de stat ilegal și incompatibil pentru una dintre părți, atunci statul membru în cauză trebuie să anuleze dispozițiile respective. Comisia trebuie să dispună anularea măsurii de ajutor ilegale și incompatibile, chiar și atunci când ajutorul de stat reprezintă un element atât de important al contractului, încât anularea acestuia aduce atingere și valabilității contractului respectiv.
(384)
Comisia face următoarele observații cu privire la certitudinea juridică. Acordul european de pregătire a aderării și de instituire a unei asocieri între Comunitățile Europene și statele membre ale acestora, pe de o parte, și Republica Ungară, pe de altă parte, a fost semnat la 16 decembrie 1991 și a intrat în vigoare la 1 februarie 1994, deci înainte de încheierea CAEE-urilor. Ungaria și-a prezentat oficial cererea de aderare la 31 martie 1994. În perioada în care părțile au încheiat CAEE-urile (1995-2001), Ungaria era deja obligată - în conformitate cu dispozițiile articolului 62 din Acordul european - să își armonizeze regulile în domeniul concurenței cu Tratatul CE. Era clar că CAEE-urile au fost semnate pe un termen lung și că acestea nu vor expira înainte de aderarea Ungariei la Uniunea Europeană.
(385)
La 16 aprilie 2003, Republica Ungară a semnat Tratatul de aderare (103). Tratatul de aderare a intrat în vigoare începând cu data de 1 mai 2004. Actele fundamentale primare, precum și dispozițiile legislației secundare, au devenit obligatorii pentru Ungaria de la data aderării, în conformitate cu articolul 2 din Actul de aderare. Prin urmare, în noile state membre, acquis-ul comunitar se aplică tuturor legăturilor contractuale, iar excepția de la această regulă trebuie să derive exclusiv din Actul de aderare. Actul de aderare anexat la Tratatul de aderare, precum și anexele la acesta, nu conțin nicio derogare de la normele de acordare a ajutorului de stat care să excludă CAEE-urile sau, în general, sectorul energetic, de la aplicarea directă a legislației UE referitoare la ajutoarele de stat.
(386)
În consecință, în privința sectorului energetic, Comisia este obligată să aplice regulile Uniunii Europene din domeniul concurenței și în Ungaria, la fel ca în toate celelalte state membre. Comisia nu este de acord cu argumentele părților interesate, potrivit cărora incertitudinea juridică de pe piața comună de energie s-ar datora tocmai faptului că normele privind acordarea ajutorului de stat ar fi aplicate CAEE-urilor. Aderarea unei țări la UE poate crea, într-adevăr, o asemenea situație în care o măsură, care înainte de aderare nu contravenea dispozițiilor legale naționale, să fie calificată drept ajutor de stat din momentul aderării, făcând astfel obiectul controlului Comisiei asupra ajutoarelor de stat.
(387)
Comisia nu a identificat în observațiile părților interesate niciun argument temeinic care ar dovedi că prezenta procedură ar fi incompatibilă cu principiul certitudinii juridice.
7.7. Evaluarea compatibilității
(388)
Articolul 87 alineatul (1) din Tratatul CE definește principiul de bază potrivit căruia în cadrul Comunității acordarea ajutoarelor de stat este ilegală.
(389)
Articolul 87 alineatele (2) și (3) din Tratatul CE definesc derogările de la regula generală prevăzută la articolul 87 alineatul (1) din Tratatul CE, conform căreia ajutoarele de stat sunt incompatibile cu piața comună.
(390)
Derogările prevăzute la articolul 87 alineatul (2) din Tratatul CE nu se aplică în prezentul caz, întrucât măsura în cauză nu are caracter social, nu a fost acordată în favoarea unui consumator individual, nu are caracter de reparare a daunelor provocate de calamități naturale sau alte evenimente extraordinare și nu constituie ajutor acordat economiei anumitor regiuni din Republica Federală Germania care au fost afectate de divizare.
(391)
Derogări suplimentare sunt prevăzute la articolul 87 alineatul (3) din Tratatul CE.
(392)
Articolul 87 alineatul (3) litera (a) prevede următoarele: se consideră a fi compatibile cu piața comună „ajutoarele destinate promovării dezvoltării economice a regiunilor în care nivelul de trai este anormal de scăzut sau în care există un grad de ocupare a forței de muncă extrem de scăzut.” La data aderării, întreg teritoriul Ungariei putea fi considerat o astfel de zonă și majoritatea regiunilor țării puteau beneficia în continuare de astfel de ajutoare (104).
(393)
Comisia a aprobat linii directoare privind evoluția ajutoarelor în cauză. La data aderării Ungariei la UE erau în vigoare Liniile directoare privind ajutoarele naționale regionale (105) (în continuare: liniile directoare anterioare privind ajutoarele naționale regionale). Acestea au reglementat evoluția acordării ajutoarelor regionale, având în vedere dispozițiile articolului 87 alineatul (3) litera (c) din Tratatul CE. Pentru perioada de după 1 ianuarie 2007, Comisia a aprobat noi Linii directoare privind ajutoarele de stat regionale (106) (în continuare: noile linii directoare privind ajutoarele de stat regionale).
(394)
În temeiul liniilor directoare, regula principală este aceea că ajutorul de stat se alocă exclusiv pentru acoperirea costurilor de investiții (107). În conformitate cu cele două linii directoare:
(395)
„Ajutoarele regionale destinate reducerii cheltuielilor curente ale unei întreprinderi (ajutor pentru funcționare) sunt, în mod normal, interzise. Cu toate acestea, astfel de ajutoare se pot acorda, în mod excepțional, în regiunile eligibile în temeiul derogării prevăzute la articolul 87 alineatul (3) litera (a) din tratat, cu condiția ca acestea să fie justificate de contribuția lor la dezvoltarea regională și de natura lor și ca nivelul lor să fie proporțional cu handicapul pe care încearcă să îl compenseze. Statele membre trebuie să demonstreze existența și importanța oricăror handicapuri.” (108)
(396)
Ajutorul în cauză nu poate fi considerat drept ajutor pentru investiții. Ajutorul pentru investiții este definit de cele două linii directoare privind ajutoarele regionale prin indicarea costurilor care pot fi eligibile. Evident, plățile efectuate în temeiul CAEE-urilor acoperă și alte costuri. Exemplul cel mai evident este angajamentul de a garanta acoperirea costurilor de combustibil necesare pentru funcționarea centralelor energetice. CAEE-urile pot acoperi și costurile legate de forța de muncă. În mod normal aceste costuri nu pot beneficia de ajutorul pentru investiție. Dimpotrivă, acestea corespund costurilor curente ale operatorului și, prin urmare, trebuie incluse printre costurile de funcționare definite de cele două linii directoare privind ajutoarele regionale.
(397)
În privința ajutorului pentru funcționare, nici autoritatea maghiară, nici părțile interesate nu au confirmat în cursul procedurii handicapuri regionale legate de anumite regiuni care să fi fost vizate de CAEE-uri și nici nu au dovedit că ajutorul ar fi proporțional cu handicapurile respective.
(398)
Mai mult, ambele linii directoare privind ajutoarele regionale prevăd că, în fiecare caz, ajutorul pentru funcționare trebuie să fie redus progresiv și limitat în timp. Ajutorul acordat în cadrul CAEE-urilor nu scade treptat, dimpotrivă, termenul de 15-27 de ani depășește cu mult nivelul autorizat de liniilor directoare. CAEE-urile nu corespund niciuneia dintre derogările extraordinare permise în cadrul liniilor directoare privind ajutoarele regionale, fapt neinfirmat nici de autoritățile maghiare, nici de părțile interesate.
(399)
Luând în considerare cele de mai sus, Comisia stabilește că ajutorul nu poate beneficia de derogarea prevăzută la articolul 87 alineatul (3) litera (a) din Tratatul CE.
(400)
Articolul 87 alineatul (3) litera (b) din Tratatul CE prevede că sunt considerate compatibile cu piața comună „ajutoarele destinate să promoveze realizarea unui proiect important de interes european comun sau să remedieze perturbări grave ale economiei unui stat membru”.
(401)
Comisia constată că ajutorul în cauză nu se referă la promovarea realizării a unui proiect important care să deservească un interes european comun.
(402)
Comisia nu a identificat nicio dovadă a faptului că ajutorul ar servi la remedierea unor perturbări grave survenite în economia maghiară. Comisia recunoaște faptul că energia electrică reprezintă un produs important pentru economia fiecărei stat membru, precum și că în anii nouăzeci a fost necesară modernizarea acestui sector în Ungaria.
(403)
În același timp, potrivit evaluării Comisiei, „perturbarea gravă a economiei unui stat membru” se referă la cazuri mult mai grave, respectiv nu se aplică contractelor referitoare la furnizarea normală de energie electrică. În plus, Comisia arată că formularea de mai sus presupune un anumit grad de urgență, ceea ce este incompatibil cu CAEE-urile.
(404)
Nici autoritățile maghiare, nici părțile interesate nu au afirmat că CAEE-urile ar fi compatibile cu dispozițiile articolului 87 alineatul (3) litera (b) din Tratatul CE.
(405)
Luând în considerare cele de mai sus, Comisia stabilește că ajutorul nu poate beneficia de derogarea prevăzută la articolul 87 alineatul (3) litera (a) din Tratatul CE.
(406)
Articolul 87 alineatul (3) litera (d) din Tratatul CE prevede că ajutoarele destinate promovării culturii și conservării patrimoniului cultural pot fi compatibile cu Tratatul CE, în cazul în care acestea nu afectează schimburile comerciale și concurența în Comunitate, într-o măsură care să contravină interesului comun. Evident, acest punct nu este aplicabil CAEE-urilor.
(407)
Articolului 87 alineatul (3) litera (c) din Tratatul CE permite acordarea ajutoarelor destinate să favorizeze dezvoltarea anumitor activități sau regiuni economice, în cazul în care acestea nu afectează schimburile comerciale, într-o măsură care să contravină interesului comun. Comisia a elaborat numeroase dispoziții și comunicate în care precizează modul de aplicare a derogării prevăzute de articolul menționat.
(408)
Considerentele 393-398 de mai sus au arătat că CAEE-urile sunt incompatibile atât cu liniile directoare anterioare privind ajutoarele regionale, cât și cu cele noi.
(409)
În privința Orientărilor privind ajutoarele de stat pentru protecția mediului (109), care se aplică de la data aderării Ungariei la Uniunea Europeană, Comisia atrage atenția asupra faptului că, precum în cazul liniilor directoare privind ajutoarele de stat regionale, au prioritate ajutoarele pentru investiții. Acordarea ajutorului pentru funcționare se limitează la acordarea unui ajutor pentru obiective individuale. Dintre acestea, primul se referă la gestionarea deșeurilor și economisirea energiei (punctul E.3.1.), fiind disponibil pentru cel mult 5 ani. Al doilea obiectiv este reducerea sau scutirea de impozite (punctul E. 3.2.). Al treilea se referă la sursele de energie regenerabilă (punctul E.3.3). Evident, niciuna dintre aceste dispoziții nu se aplică în prezentul caz.
(410)
Al patrulea, și totodată ultimul, tip de ajutor pentru funcționare permis este cel acordat pentru producerea energiei termice și electrice în cogenerare a (punctul E.3.4., denumită în continuare „producerea de energie în cogenerare”). Unii dintre producătorii în cauză produc energie termică și energie electrică. Însă CAEE-urile nu corespund condițiilor precizate la punctul 66 al Orientărilor privind ajutoarele de stat pentru protecția mediului, și anume nu corespund niciunei opțiuni de la punctele 58-65. Una dintre condițiile stabilite la punctul 66 se referă la faptul că măsura de ajutor trebuie să aducă avantaje din punct de vedere al protecției mediului, întrucât eficacitatea conversiei este deosebit de ridicată, măsura făcând posibilă reducerea consumului de energie, sau întrucât procesul de producție dăunează mai puțin mediului. Niciuna dintre informațiile de care dispune Comisia nu indică îndeplinirea acestor condiții.
(411)
În plus, statele membre pot alege dintre următoarele trei opțiuni de acordare a ajutoarelor pentru producerea energiei în cogenerare:
-
opțiunea 1: ajutor pentru a compensa diferența dintre costurile de producție ale centralei producătoare de energie electrică în cogenerare și prețul de piață al energiei produse;
-
opțiunea 2: introducerea unor mecanisme de piață, precum certificatele verzi și concursurile de proiecte;
-
opțiunea 3: ajutor pentru a compensa costurile externe evitate, și anume costurile de mediu care ar fi fost suportate de întreprindere dacă aceeași energie nu ar fi fost produsă prin cogenerare;
-
opțiunea 4: ajutor acordat pe o perioadă de cel mult cinci ani, timp în care valoarea acestuia ori scade treptat, ori nu depășește 50 % din valoarea costurilor suplimentare.
(412)
Este evident că CAEE-urile nu corespund condițiilor opțiunilor 2 și 3. Nici condițiile opțiunii 1 nu sunt îndeplinite, deoarece la calcularea valorii ajutorului nu au fost aplicate prețurile de piață ale energiei produse. Valoarea unui ajutor acordat în cadrul unui CAEE depinde de costurile de funcționare și de investiție, care sunt asumate exclusiv de producătorul respectiv, și nu de prețul oferit de ceilalți producători de energie electrică.
(413)
În plus, în realitate nici Ungaria, nici părțile interesate nu au argumentat în favoarea compatibilității cu dispozițiile articolului menționat, respectiv nu au dovedit niciodată că centralele energetice ar corespunde criteriilor din Orientările privind ajutoarele de stat pentru protecția mediului, referitor la ajutorul de funcționare acordat pentru producerea energiei în cogenerare.
(414)
La 23 ianuarie 2008, Comisia a aprobat noi Orientări privind ajutoarele de stat pentru protecția mediului (110). Noile orientări permit, de asemenea, acordarea ajutorului pentru funcționare doar în cazul economisirii energiei, în cazul utilizării surselor de energie regenerabilă, respectiv în cazul reducerii sau scutirii de impozite. Astfel cum s-a menționat anterior, niciuna dintre aceste dispoziții nu se poate aplica în cazul CAEE-urilor.
(415)
În ceea ce privește producția de energie termică și electrică în cogenerare, statele membre pot acorda astfel de ajutoare pe baza următoarelor trei opțiuni:
-
opțiunea 1: ajutor pentru a compensa diferența dintre costurile de producție ale centralei producătoare de energie electrică în cogenerare și prețul de piață al tipului de energie produsă;
-
opțiunea 2: introducerea unor mecanisme de piață, precum certificatele verzi și concursurile de proiecte;
-
opțiunea 3: ajutor acordat pe o perioadă de cel mult cinci ani, timp în care valoarea acestuia ori scade treptat, ori nu depășește 50 % din valoarea costurilor suplimentare.
CAEE-urile nu corespund niciuneia dintre aceste opțiuni. Nici autoritățile maghiare, nici producătorii de energie electrică nu au furnizat niciun fel de dovadă referitor la îndeplinirea criteriilor prevăzute în noile Orientări privind ajutoarele de stat pentru protecția mediului.
(416)
În prezentul caz, dintre directivele și comunicările elaborate de Comisie în vederea explicării modului exact de aplicare a derogărilor prevăzute la articolul 87 alineatul (3) litera (c), se poate aplica doar metodologia costurilor irecuperabile (a se vedea considerentul 26 de mai sus).
(417)
Metodologia se referă la ajutorul acordat în favoarea întreprinderilor emergente care au făcut investiții în centrale energetice înainte de liberalizare și care pot avea unele dificultăți în rentabilizarea investițiilor pe o piață liberalizată. Metodologia trebuie privită ca baza corespunzătoare pentru evaluarea compatibilității CAEE-urilor, întrucât una dintre caracteristicile fundamentale ale acestora este aceea că permit unor întreprinderi, care au investit în echipamente de producere a energiei electrice înainte de liberalizarea sectorului energetic, să obțină în continuare un venit garantat, menit să le asigure rentabilitatea investițiilor.
(418)
Comisia menționează că nici autoritățile maghiare, nici părțile interesate nu au afirmat în observațiile acestora că CAEE-urile ar fi compatibile cu criteriile metodologiei. Majoritatea producătorilor consideră, de fapt, că CAEE-urile sunt contracte încheiate cu mult înaintea metodologiei, iar criteriile mecanismelor compensatorii pur și simplu nu sunt relevante pentru evaluarea contractelor în cauză.
(419)
Obiectivul cel mai important al metodologiei este de a sprijini tranziția sectorului energetic la piața liberalizată, oferind o șansă întreprinderilor emergente din industria energiei electrice să adapteze la introducerea unui mediu concurențial (111).
(420)
Pe parcursul analizării măsurilor de ajutor menite să compenseze costurile legate de obligațiile și garanțiile care nu pot fi îndeplinite din cauza liberalizării pieței de energie electrică, metodologia conturează principiile aplicate de către Comisie. Aceasta se referă la astfel de obligații sau garanții ca la „costuri irecuperabile”, care pot apărea sub multe forme, în special sub forma unor investiții realizate cu garanții de comercializare, implicite sau explicite.
(421)
Întrucât CAEE-urile constituie garanții explicite de comercializare, acordate înainte de data liberalizării, se poate considera că centralele energetice care funcționează în cadrul CAEE-urilor se încadrează în domeniul de aplicare a metodologiei.
(422)
Cu toate acestea, Comisia constată că mai multe elemente ale principiilor cele mai importante ale CAEE-urilor nu corespund condițiilor prevăzute în secțiunea 4 din metodologie. În primul rând, acestea nu îndeplinesc condiția de la punctul 4.2 al metodologiei, care prevede că evoluția concurenței trebuie luată în considerare în dispozițiile referitoare la plata ajutorului. Mecanismele de stabilire a prețurilor CAEE-urilor au fost create astfel încât să nu se ia în considerare decât indicatorii individuali ai centralei energetice în cauză. Nu se iau în considerare prețurile oferite de producătorii concurenți, nici capacitățile de producție ale acestora.
(423)
În baza dispozițiilor punctului 4.9 al metodologiei, Comisia exprimă rezerve serioase în legătură cu acordarea unor ajutoare a căror valoare nu ține seama de diferențele dintre supozițiile economice și de piață luate în considerare la estimarea costurilor irecuperabile inițiale și schimbările efective care intervin în timp. CAEE-urile constituie astfel de ajutoare, întrucât nu au utilizat ipotezele de piață la stabilirea ajutoarelor. Mai mult, faptul că, în pofida deschiderii treptate a pieței de energie, dispozițiile cele mai importante ale CAEE-urilor au rămas neschimbate și prevăd ca MVM să achiziționeze o cantitate de energie mai mare decât necesitățile sale, urmând să comercializeze surplusul pe piața liberă, dovedește clar că CAEE-urile nu iau în considerare evoluția reală a pieței.
(424)
În plus, - astfel cum s-a arătat la capitolul 3 de mai sus - pentru producătorii de energie electrică, avantajul cel mai important de care beneficiază în urma CAEE-urilor constă în faptul că MVM a fost obligată să cumpere capacitatea stabilită și cantitatea minimă garantată la un preț care acoperă costurile fixe, suplimentare și de capital pe o durată care, în general, corespunde timpului de funcționare sau amortizare a echipamentelor în cauză. În consecință, CAEE-urile au efectul de a obliga una dintre părți să achiziționeze energia electrică a celeilalte părți, fără a lua în considerare evoluția efectivă a ofertelor concurente.
(425)
Mai multe state membre au creat asemenea mecanisme compensatorii cu ajutorul cărora - pe baza analizei evoluției viitoare a pieței concurențiale, și mai ales a prețurilor rezultate ca urmare a evoluției ofertei și a cererii - determină anticipat limita superioară a valorii ajutorului. Dacă veniturile efective ale producătorilor în cauză sunt mai mari decât cele estimate, atunci ajutorul se recalculează, valoarea stabilită fiind mai mică decât suma maximă. Prin urmare, efectul compensației pe piață se reduce la minimul posibil, mai ales deoarece nu asigură beneficiarului un nivel minim de producție și de comercializare.
(426)
Din acest punct de vedere, CAEE-urile - în loc să favorizeze trecerea la piața concurențială - mai degrabă împiedică dezvoltarea unei concurențe efective pe o parte semnificativă a pieței de producere a energiei electrice. Prin urmare, măsurile de ajutor nu fac posibilă luarea în considerare a evoluției viitoare a concurenței, iar valoarea ajutorului nu depinde de evoluția concurenței efective.
(427)
În concluzie, măsurile în cauză contravin, de asemenea, principiilor prevăzute la articolul 5 din metodologie, conform cărora modalitățile de finanțare nu pot fi contrare interesului comun și concurenței. Conform dispozițiilor articolului 5, modalitățile de finanțare nu trebuie să împiedice pătrunderea pe piețele naționale sau regionale existente a unor întreprinderi externe sau a unor concurenți noi. Astfel cum se subliniază, între altele, și la considerentul 220, sistemul de contractare a capacităților și taxa de capacitate pot împiedica MVM, reprezentând de departe cel mai mare cumpărător cu ridicata, să încheie contracte cu alți producători, în locul celor încheiate în cadrul CAEE-urilor. În plus, deschiderea pieței și condițiile stabilite prin CAEE-uri obligă MVM să achiziționeze mai multă energie decât are nevoie, respectiv o constrâng să recomercializeze energia electrică astfel achiziționată pe piața liberă, cu ajutorul mecanismelor de valorificare. Acest fapt împiedică intrarea noilor veniți pe piața de comerț cu ridicata. Prin urmare, Comisia consideră că CAEE-urile denaturează piața pentru o perioadă mult mai îndelungată decât cea necesară în vederea liberalizării pieței maghiare a comerțului cu ridicata de energie electrică.
(428)
Regulile care au stat la baza CAEE-urilor nu corespund criteriilor punctului 4.5. al metodologiei, întrucât nu stabilesc anticipat limita maximă a valorii ajutorului care este acordat producătorilor între 1 mai 2004 și expirarea CAEE-urilor.
(429)
În plus, conform punctului 4.8. al metodologiei, Comisia își exprimă îndoiala cu privire la ajutoarele obținute înainte de intrarea în vigoare (112) a Directivei 96/92/CE, al căror scop este păstrarea unei părți din încasări sau a încasărilor totale fără a lua în considerare cu seriozitate costurile irecuperabile eligibile rezultate, după caz, ca urmare a deschiderii pieței.
(430)
Menținerea CAEE-urilor după aderarea Ungariei la Uniunea Europeană are ca rezultat tocmai asigurarea unei mari părți a veniturilor obținute de producătorii de energie electrică în cauză, înainte de intrarea în vigoare a Directivei 96/26/CE. În plus, centralele energetice vizate de CAEE-uri ocupă o parte semnificativă din piață, respectiv aceste contracte au un termen de execuție care depășește cu mult perioada necesară în mod rezonabil pentru adaparea la condițiile pieței.
(431)
Mai mult, printre dispozițiile principale care alcătuiesc CAEE-urile, Comisia nu poate identifica elemente care ar putea fi considerate, în temeiul metodologiei, compatibile cu piața comună. În special, reducerea termenului de execuție a CAEE-urilor nu ar fi suficientă pentru asigurarea compatibilității, întrucât mecanismul de finanțare, care este bazat pe capacitățile contractate și cantitățile preluate în mod garantat, ar împiedica în continuare dezvoltarea concurenței reale. De asemenea, mecanismul de stabilire a prețurilor ar rămâne în contradicție cu obiectivul de a favoriza dezvoltarea unei piețe concurențiale reale, unde prețurile sunt stabilite de raportul dintre ofertă și cerere.
(432)
În baza argumentelor de mai sus, Comisia constată că CAEE-urile sunt incompatibile cu criteriile definite în metodologie.
(433)
Unele părți interesate au susținut că dispozițiile articolului 86 alineatul (2) din Tratatul CE se pot aplica CAEE-urilor și în cazul în care acestea nu corespund criteriilor expuse în hotărârea în cauza Altmark.
(434)
Comisia consideră că observațiile prezentate la considerentele 255-275 în legătură cu criteriile hotărârii Altmark conduc, totodată, și la concluzia că dispozițiile articolului 86 alineatul (2) nu se pot aplica în cazul CAEE-urilor.
(435)
Articolul 86 alineatul (2) se poate aplica exclusiv în cazul în care întreprinderea beneficiară are obligația de a presta servicii de interes economic general, specificate în mod expres, condiție care - astfel cum se arată la considerentele 256-267 - nu este îndeplinită în prezentul caz. Mai mult, compensația pentru prestarea serviciului de interes economic general trebuie să fie proporțională cu costurile suplimentare, iar aceasta înseamnă că sfera serviciilor prestate trebuie definită cu exactitate, pentru a calcula costurile aferente. Astfel cum se arată la considerentele 268-270, în prezentul caz această condiție nu este îndeplinită.
(436)
Prin urmare, ajutorul care face obiectul prezentei decizii este considerat ca fiind ajutor de stat incompatibil cu piața comună.
7.8. Obligația de rambursare
(437)
În temeiul Tratatului CE și a jurisprudenței constante Curții Europene - în măsura în care a constatat că acordarea unui ajutor de stat nu este compatibilă cu piața comună - Comisia poate hotărî dacă statul în cauză trebuie sau nu să anuleze sau să modifice măsura de ajutor în cauză (113). De asemenea, în temeiul jurisprudenței constante a Curții, în cazul măsurilor de ajutor considerate de Comisie ca fiind incompatibile cu piața comună, obligația statului de a anula măsura de ajutor este menită să restabilească situația inițială (114). Curtea a afirmat în această privință că obiectivul este îndeplinit atunci când beneficiarii rambursează valoarea ajutoarelor acordate în mod ilegal, pierzând astfel avantajul pe care l-au avut față de ceilalți concurenți de pe piață, iar situația anterioară acordării ajutorului este restabilită (115).
(438)
Urmând jurisprudența menționată, articolul 14 din Regulamentul (CE) nr. 659/1999 prevede următoarele: „Atunci când adoptă decizii negative în cazuri de ajutor ilegal, Comisia decide ca statul membru în cauză să ia toate măsurile necesare pentru recuperarea ajutorului de la beneficiar (denumită în continuare «decizie de recuperare»). Comisia nu solicită recuperarea ajutorului în cazul în care aceasta ar contraveni unui principiu general de drept comunitar.”
(439)
Unele părți interesate au argumentat în cererea acestora că anularea contractelor individuale prin decizia Comisiei ar fi contrară principiului certitudinii juridice, întrucât CAEE-urile sunt contracte private, care au fost încheiate de producători cu bună credință, în condițiile de piață existente în momentul respectiv. De asemenea, acestea afirmă că o astfel de decizie ar încălca principiul proporționalității. Comisia respinge aceste argumente pe baza motivelor prezentate la considerentele 382-387.
(440)
În privința proporționalității, Curtea consideră că retragerea ajutorului de stat acordat în mod ilegal cu scopul de a restabili situația anterioară nu este disproporționată din punct de vedere al obiectivelor dispozițiilor tratatului privind acordarea de ajutoare de stat (116).
(441)
Prin urmare, Comisia consideră că există motive suficiente pentru ca ajutoarele acordate în cadrul CAEE-urilor să fie rambursate în interesul restabilirii condițiilor concurențiale.
(442)
La considerentele 176-236 s-a demonstrat că avantajul care rezultă din CAEE-uri depășește cu mult diferența pozitivă posibilă dintre prețurile CAEE-urilor și prețurile care ar fi devenit accesibile pe piață în lipsa acestora.
(443)
Cu toate acestea, Comisia consideră că nu se poate calcula cu exactitate valoarea totală a condițiilor - descrise la considerentele 174-236 - privind obligația MVM de achiziționa energie electrică pe termen lung, pentru perioada cuprinsă între 1 mai 2004 și data expirării CAEE-urilor. Din acest motiv, la stabilirea rambursării valorii ajutorului acordat în mod ilegal, Comisia se va limita la rambursarea diferenței care ar exista între veniturile centralelor energetice care au funcționat în cadrul CAEE-urilor și veniturile pe care acestea le-ar fi realizat în lipsa CAEE-urilor, în perioada sus-menționată.
(444)
În privința sumei rambursabile, Comisia este conștientă de faptul că o calculare a sumei exacte care a fost acordată beneficiarului drept ajutor de stat este foarte complicată, întrucât aceasta depinde de prețul și cantitatea de energie electrică care ar fi fost produsă și comercializată pe piața maghiară de comerț cu ridicata, dacă în perioada cuprinsă între 1 mai 2004 și data de expirare a CAEE-urilor nu ar fi fost în vigoare niciun CAEE. Datorită faptului că CAEE-urile acoperă cea mai mare parte a capacității maghiare de producție, în cazul realizării „scenariului alternativ” (counterfactual scenario) (117), evoluția pieței ar diferi în mare măsură față de cele întâmplate în realitate.
(445)
O caracteristică particulară a energiei electrice este aceea că, după ce a fost produsă, aceasta nu poate fi stocată în mod rentabil. În vederea asigurării stabilității rețelei, întotdeauna este necesar un echilibru între cerere și ofertă. În concluzie, cantitatea de energie și prețul la care poate fi comercializată aceasta de producători și importatori pe piața comerțului cu ridicata în perioada menționată depinde nu de cantitatea totală de energie electrică solicitată de către cumpărător într-o perioadă dată, ci de cantitatea solicitată într-o anumită perioadă (118). În plus, cererea de energie electrică fluctuează în mod semnificativ în timpul zilei și în funcție de sezon, în consecință și capacitatea produsă și importată necesară pentru satisfacerea cerințelor diferă în anumite perioade, mai mult, anumite unități nu pot furniza energie decât în perioadele când cererea este mare (119). Din acest motiv, funcționarea pieței nu a putut fi evaluată cu exactitate în baza datelor referitoare la consumul și producția anuale, precum și a prețurilor anuale care s-au aflat la dispoziția Comisiei.
(446)
Conform jurisprudenței Curții, nu există însă nicio dispoziție în dreptul comunitar care să prevadă că, în cazul în care s-a hotărât rambursarea ajutorului considerat a fi incompatibil cu piața comună, Comisia trebuie să stabilească suma exactă care trebuie rambursată. Este suficient ca decizia Comisiei să conțină informații cu ajutorul cărora titularul poate calcula suma fără dificultăți (120).
(447)
În consecință, Comisia formulează linii directoare pentru calcularea sumei rambursabile. Astfel cum s-a menționat anterior, CAEE-urile acoperă o parte atât de semnificativă a pieței maghiare de producție, încât, în lipsa acestora, prețurile ar fi evoluat cu siguranță într-un mod diferit față de prețurile reale observate în segmentul concurențial. Prin urmare, prețul pe care l-ar fi putut obține producătorii în lipsa CAEE-urilor poate fi calculat prin folosirea rezultatelor simulării de piață, care constă în analiza efectuată pe baza „scenariului alternativ” al funcționării pieței de energie electrică comercializată cu ridicata. Obiectivul simulării este de a estima cantitățile comercializate și prețurile practicate în cazul scenariului alternativ. În baza acestuia se poate stabili estimativ ce sumă ar fi trebuit să plătească MVM către producătorii în cauză pentru energia achiziționată conform scenariului alternativ. Simularea trebuie să corespundă condițiilor menționate în considerentele de mai jos.
(448)
Înainte de toate, luând în considerare flexibilitatea redusă a prețurilor la energie, simularea trebuie efectuată pe baza supoziției că, în conformitate cu scenariul alternativ, sarcina rețelei în anumite perioade este identică cu cea măsurată efectiv în perioada dată.
(449)
În al doilea rând - astfel cum s-a subliniat la considerentul 196 - energia electrică este comercializată în cadrul contractelor la vedere sau la termen. Analiza sectorului energetic a arătat că prețurile la termen sunt definite de așteptările individuale privind evoluția prețurilor pe piața la vedere. Spre deosebire de piețele la vedere - unde, conform teoriei economice, în condiții perfecte de concurență într-o anumită perioadă (121), prețul este egal cu cea mai mare valoare a costurilor marginale pe termen scurt ale tuturor unităților de producție necesare pentru satisfacerea cererii - pe piețele la termen nu există un nivel de preț evident care să poată fi estimat pe baza teoriei economice. În plus, efectul strategiilor aplicate de vânzători și cumpărători în privința alegerii între contractele la vedere și cele la termen nu poate fi simulat. Acest fapt este bine ilustrat de numeroasele situații diferite care se poate observa în întreaga Europă pe piețele de comerț cu ridicata. Analiza sectorului energetic a arătat că raportul între consumul național de energie electrică și cantitatea comercializată ca produs la vedere diferă în mod considerabil în statele membre (122).
(450)
În temeiul celor stabilite la considerentul 198, prețurile la vedere - mai ales cele care se pot observa pe bursa spot a energiei - servesc ca referință pentru întreaga piață de comerț cu ridicata, inclusiv produsele la termen. Prin urmare, potrivit poziției Comisiei, simularea pieței de comerț cu ridicata - pentru stabilirea sumei rambursabile - trebuie să pornească de la supoziția că, excepție făcând cazurile particulare menționate la considerentele 453-456, orice vânzare de energie electrică se efectuează în cadrul unor operațiuni spot.
(451)
Simularea trebuie efectuată pe baza costurilor marginale pe termen scurt ale unităților de producție în cauză. În consecință, simularea trebuie să ia în considerare toate datele relevante în legătură cu toate unitățile de producție a care au funcționat în Ungaria în perioada cuprinsă între 1 mai 2004 și expirarea efectivă a CAEE-urilor (123) - mai ales datele referitoare la capacitatea instalată, eficacitatea termică, costurile de combustibil, respectiv alte elemente importante care compun costurile suplimentare, precum și indisponibilitățile prevăzute și neprevăzute. În plus, simularea trebuie efectuată având în vedere supoziția fundamentală potrivit căreia, într-o anumită perioadă, mecanismul cererii și ofertei are ca rezultat doar un singur preț pe piața spot simulată. Acest preț unic se modifică periodic în funcție de evoluția cererii și a costurilor suplimentare.
(452)
În cadrul simulării, trebuie luat în considerare faptul că, potrivit scenariului alternativ, MVM nu ar trebui să achiziționeze o cantitate de energie superioară nevoilor sectorului de utilitate publică (124). În consecință, în scenariul alternativ nu apar mecanismele de comercializare menționate la considerentul 226, iar consumul MVM se limitează la cantitatea necesară pentru satisfacerea nevoilor sectorului de utilitate publică.
(453)
În continuare, simularea trebuie să ia în considerare și situațiile speciale, justificate în mod corespunzător, care pot conduce la devierea de la principiul costului marginal care stă la baza întregii simulări. Unitățile de producție în cogenerare se pot confrunta cu astfel de situații speciale. În funcție de obligațiile lor contractuale sau statutare, se poate întâmpla ca unitățile în cauză să comercializeze energia electrică la un preț mai mic decât costurile lor marginale pe termen scurt.
(454)
În această situație se pot afla și unitățile de producție care, datorită tehnologiilor ecologice utilizate, beneficiază de scheme de ajutoare de stat. Acesta este cazul Ungariei, unde dispozițiile legale obligă MVM și distribuitorii regionali să preia energia electrică produsă în cogenerare sau din deșeuri, respectiv din surse de energie regenerabile, la un preț reglementat de autorități, de obicei mai mare decât cel observat în segmentul concurențial al pieței de comerț cu ridicata. În cadrul simulării, se consideră că sistemul de preluare obligatorie ar exista și conform scenariului alternativ. Prin urmare, se consideră că cantitatea de energie cumpărată de MVM în cadrul sistemului de preluare obligatorie și prețul plătit pentru aceasta este identică cu ceea observată efectiv în „scenariul real” (125).
(455)
Pa parcursul simulării trebuie luat în considerare faptul că o anumită cantitate din capacitatea de producție disponibilă în mod fizic nu poate fi folosită pentru furnizarea de energie electrică pe piața de comerț cu ridicata, întrucât aceasta a fost contractată pentru prestarea serviciilor de echilibrare către operatorul rețelei de transport. Conform scenariului real, atât producătorii care funcționează în cadrul CAEE-urilor, cât și ceilalți producători, au prestat servicii de echilibrare. Simularea trebuie efectuată pornind de la supoziția că, potrivit scenariului alternativ, capacitatea pentru prestarea serviciilor de echilibrare către operatorul rețelei de transport, energia electrică furnizată pe baza acestei capacități, precum și prețul obținut pentru aceasta evoluează conform scenariului real.
(456)
Conform scenariului alternativ, cantitatea și prețul energiei electrice importate și exportate pot evolua în mod diferit de scenariul real. În același timp, acest efect nu poate fi măsurat cu exactitate fără a extinde domeniul de aplicare a simulării și asupra țărilor importatoare și exportatoare, întrucât deciziile referitoare la exporturile unor entități de pe piață dintr-o țară dată, respectiv importurile acestora în altă țară, sunt stabilite de circumstanțele pieței existente în țara în cauză. Având în vedere faptul că cantitatea de energie electrică importată în Ungaria, respectiv exportată de această țară, este limitată față de producția și consumul intern, luând în considerare, de asemenea, că o treime din import este reglementată de contracte pe termen lung (126), Comisia consideră că o astfel de extindere a simulării ar necesita eforturi disproporționate. Prin urmare, Ungaria poate lua în considerare faptul că cantitățile importate și exportate în cadrul scenariului alternativ, respectiv prețurile corespunzătoare, ar fi identice cu cele conforme scenariului real.
(457)
Comisia este conștientă de faptul că anumiți producători - aceia care nu au obligații în temeiul unui CAEE față de MVM - au încheiat contracte de prestări servicii pe termen lung sau mediu cu alți consumatori. Cu toate acestea, Comisia este de părere că astfel de contracte nu trebuie luate în considerare în cadrul simulării, întrucât, în cazul în care CAEE-urile ar fi fost anulate la 1 mai 2004 sau anterior, potrivit supoziției fundamentale care stă la baza scenariului alternativ, atunci, considerând proporția semnificativă a capacității instalate și contractate în cadrul CAEE-urilor, toți producătorii ar fi trebuit să-și modifice strategiile comerciale. După cum s-a arătat la considerentul 449, nu se poate estima cantitatea de energie electrică comercializată ca produs spot și ca produs la termen. Prin urmare, se justifică supoziția potrivit căreia - întrucât nu se aplică niciuna dintre situațiile menționate la considerentele 453-456 - toți producătorii și-ar comercializa întreaga energia electrică ca produs spot.
(458)
Simularea pieței de comerț cu ridicata ar putea fi efectuată în modul cel mai exact pe bază orară, prin luarea în considerare a indicatorilor orari. Cu toate acestea, Comisia acceptă și o simulare care să se limiteze la un eșantion orar reprezentativ, iar rezultatele obținute în cadrul simulării efectuate în intervalele orare în cauză să fie extrapolate la întreaga perioadă analizată.
(459)
Simularea trebuie să ofere o estimare sigură referitoare la cantitatea și prețul la care energia electrică ar fi fost comercializată de către unitățile de producție, conform scenariului alternativ. Pe baza datelor anterioare referitoare la consumul total al consumatorilor finali din sectorul de utilitate publică și consumul total al tuturor consumatorilor finali, trebuie să se realizeze o estimare privind raportul dintre cantitatea de energie electrică solicitată de către MVM pentru a acoperi nevoile sectorului de utilitate publică (127) și cantitatea totală de energie electrică furnizată în anumite perioade pe piața de comerț cu ridicata, conform scenariului real.
(460)
Acest raport trebuie utilizat pentru a estima cantitatea de energie electrică care ar fi fost comercializată către MVM de producătorii individuali în anumite perioade, conform scenariului alternativ. Pe baza acestei estimări se aproximează suma pe care MVM ar fi plătit-o diferiților producători individuali pentru energia achiziționată, în vederea satisfacerii necesităților sectorului de utilitate publică, conform scenariului alternativ (128).
(461)
În cele din urmă, la calcularea sumei rambursabile trebuie luat în considerare faptul că în scenariul real producătorii nu au vândut neapărat MVM toată energia electrică produsă de blocurile centralelor energetice care funcționează în cadrul CAEE-urilor, ci au utilizat capacitățile care nu au fost contractate, comercializându-le către alți cumpărători. În cazul fiecărui bloc, valoarea ajutorului care trebuie rambursat se calculează anual, pe baza diferenței dintre încasările rezultate, conform scenariului real, din energia comercializată către MVM în cadrul CAEE-urilor (129) și suma care, conform scenariului alternativ, ar fi fost plătită de MVM - potrivit calculelor pe baza principiilor expuse mai sus.
(462)
Cu toate acestea, Comisia recunoaște că, în cazul scenariului alternativ, producătorii în cauză ar fi putut să comercializeze energie către consumatori diferiți de MVM la prețuri mai mari decât în cazul scenariului real. În primul rând, aceasta se datorează faptului că în scenariul alternativ nu figurează capacitățile contractate de MVM, ceea ce deschide alte oportunități pentru producători, în special de a-și comercializa energia electrică produsă către consumatori diferiți de MVM. În consecință, Ungaria poate deduce din sumele calculate în conformitate cu considerentul 461 diferența dintre încasările pe care producătorii le-ar fi putut obține din vânzările către consumatori diferiți de MVM, conform scenariului alternativ, și încasările efective rezultate din vânzările către consumatori diferiți de MVM, conform scenariului real, în cazul în care această diferență este pozitivă.
(463)
În conformitate cu dispozițiile articolului 14 alineatul (2) din Regulamentul (CE) nr. 659/1999, dobânda rambursării trebuie calculată, de asemenea, pe o bază anuală.
(464)
Pentru ca exactitatea și autenticitatea simulării să poată fi analizată de către Comisie, autoritățile maghiare trebuie să prezinte o descriere detaliată a metodologiei utilizate în efectuarea calculelor, precum și a datelor introduse în simulare.
(465)
Comisia a luat cunoștință de existența instrumentelor corespunzătoare, care sunt adecvate pentru efectuarea simulării. Comisia a utilizat un astfel de instrument în cadrul analizei sectorului energetic, cu scopul de a măsura performanța și structura a șase piețe europene de comerț cu ridicata (130). Mulți producători și distribuitori de energie electrică folosesc astfel de instrumente pentru a elabora prognoze pe termen lung, a efectua studii de planificare a resurselor, respectiv pentru a optimiza exploatările producției. În plus, Comisia - conform celor menționate mai sus - este dispusă să accepte anumite simplificări, mai ales utilizarea eșantioanelor orare reprezentative, în locul simulărilor orare. În consecință, Ungaria - conform principiului cooperării loiale, prevăzut la articolul 10 din Tratatul CE - este obligată să efectueze simularea într-un termen rezonabil și în conformitate cu principiul invocat mai sus, iar pe baza simulării să calculeze suma ajutorului care trebuie rambursată.
(466)
Conform poziției Curții Europene, în măsura în care un stat membru se confruntă cu unele dificultăți care nu puteau fi sau nu au fost prevăzute sau cu unele consecințe care nu au fost luate în considerare de către Comisie, problemele în cauză - împreună cu propunerile privind modificările corespunzătoare - pot fi prezentate Comisiei pentru a fi luate în considerare, aceasta urmând să le evalueze. În acest caz, Comisia și statul membru vor colabora cu bună-credință în vederea soluționării dificultăților, respectând în totalitate dispozițiile Tratatului CE (131).
(467)
Prin urmare, Comisia invită Ungaria să-i prezinte spre analiză toate problemele cu care se confruntă pe parcursul punerii în aplicare a prezentei decizii.
8. CONCLUZII
(468)
Comisia stabilește că, în conformitate cu dispozițiile articolului 87 alineatul (1) din Tratatul CE, CAEE-urile reprezintă un ajutor de stat ilegal în favoarea producătorilor de energie electrică, ajutorul de stat în cauză fiind incompatibil cu piața comună.
(469)
După cum s-a arătat la punctul 7.3, elementul CAEE-urilor care constituie ajutor de stat constă în obligația de preluare a MVM, potrivit căreia aceasta trebuie să achiziționeze o anumită capacitate și o anumită cantitate minimă garantată de energie electrică la un preț care acoperă costurile fixe, suplimentare și de capital pe parcursul unei părți importante a duratei de funcționare a unităților de producție, garantând astfel rentabilitatea investițiilor.
(470)
Acordarea ajutorului de stat trebuie anulată, întrucât este incompatibilă cu Tratatul CE,
ADOPTĂ PREZENTA DECIZIE:
Articolul 1
(1) Obligația de preluare definită în contractele de achiziție de energie electrică pe termen lung încheiate între (132) Magyar Villamos Művek Rt., pe de o parte, și, respectiv, Budapesti Erőmű Rt., Dunamenti Erőmű Rt., Mátrai Erőmű Rt., AES-Tisza Erőmű Kft, Csepeli Áramtermelő Kft., Paksi Atomerőmű Rt. and Pécsi Erőmű Rt. (semnatarul CAEE-ului inițial și predecesorul juridic al Pannon Hőerőmű Rt.), pe de altă parte, se consideră a fi ajutor de stat acordat în favoarea producătorilor de energie electrică, în sensul articolului 87 alineatul (1) din Tratatul CE.
(2) Ajutorul de stat menționat la articolul 1 alineatul (1) este incompatibil cu piața comună.
(3) Ungaria anulează acordarea ajutorului de stat menționat la alineatul (1) în termen de șase luni de la notificarea prezentei decizii.
Articolul 2
(1) Ungaria impune beneficiarilor să ramburseze ajutorul menționat la articolul 1.
(2) Sumele ajutoarelor care trebuie rambursate conțin dobânzile de la data acordării ajutorului către beneficiar până la data rambursării efective.
(3) Dobânzile se calculează pe o bază compusă, în conformitate cu dispozițiile capitolului V din Regulamentul (CE) nr. 794/2004 al Comisiei (133), astfel cum a fost modificat prin Regulamentul (CE) nr. 271/2008 (134).
Articolul 3
(1) În termen de două luni de la notificarea prezentei decizii, Republica Ungară informează Comisia cu privire la măsurile luate și planificate pentru a se conforma prezentei decizii, în special progresele realizate în vederea efectuării simulării corespunzătoare a pieței de comerț cu ridicata în scopul stabilirii sumei care trebuie rambursate, cu privire la metodologia detaliată pe care intenționează să o aplice și la descrierea detaliată a datelor pe care intenționează să le utilizeze în acest sens.
(2) Republica Ungară informează în mod regulat Comisia cu privire la stadiul măsurilor naționale luate pentru a pune în aplicare prezenta decizie, până la finalizarea rambursării ajutorului menționat la articolul 1. La cererea Comisiei, Republica Ungară îi prezintă imediat informațiile referitoare la măsurile luate sau planificate pentru a se conforma prezentei decizii. De asemenea, Republica Ungară furnizează informații detaliate privind valoarea sumelor primite de la beneficiari și a dobânzilor rambursate.
Articolul 4
(1) Ungaria calculează valoarea exactă a ajutorului care trebuie rambursat pe baza unei simulări corespunzătoare a situației pieței de energie electrică comercializată cu ridicata care ar fi existat în cazul în care niciunul dintre contractele de achiziție de energie electrică pe termen lung menționate la articolul 1 alineatul (1) nu ar fi fost în vigoare de la 1 mai 2004.
(2) În termen de două luni de la notificarea prezentei decizii, Ungaria calculează conform metodei menționate la alineatul (1) sumele care trebuie rambursate, respectiv prezintă Comisiei toate informațiile relevante referitoare la simularea menționată, mai ales rezultatele acesteia, descrierea detaliată a metodologiei aplicate și datele utilizate pentru efectuarea simulării.
Articolul 5
Ungaria asigură rambursarea ajutorului menționat la articolul 1 în termen de zece luni de la notificarea prezentei decizii.
Articolul 6
Prezenta decizie se adresează Republicii Ungare.
Adoptată la Bruxelles, 4 iunie 2008.